Plan A Respuesta De Emergencia

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SERVICIOS COMPRESIÓN DE GAS CA-KU-A1, S.A.P.I. DE C.V.

“PLAN DE RESPUESTA A EMERGENCIAS ETAPA DE OPERACIÓN DEPARTAMENTO / DEPARTMENT

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DIRECCIÓN GENERAL / GENERAL MANAGEMENT DIRECCIÓN TÉCNICA / TECHNICAL MANAGEMENT ADMINISTRACIÓN, FINANZAS, LEGAL Y RRHH / ADMINISTRATION, FINANCE, LEGAL & HR CALIDAD, SEGURIDAD, SALUD Y MEDIO AMBIENTE / QHSE SERVICIOS GENERALES / GENERAL SERVICES OFERTAS / TENDER TECNOLOGIAS DE LA INFORMACION / INFORMATION TECHNOLOGY SERVICIOS GENERALES, MANTTO., CONSTRUCCION / GENERAL SERVICES, MAINTENANCE,CONSTRUCTION PUEBLO VIEJO ALTAMIRA PROYECTOS / PROJECTS CA-KU-A1

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INDICE I. II. III. IV. V. VI. VII. VIII. IX.

X.

XI.

XII.

XIII.

INTRODUCCION .................................................................................................................................................................................... 7 OBJETIVO .............................................................................................................................................................................................. 8 ALCANCE .............................................................................................................................................................................................. 8 VIGENCIA ............................................................................................................................................................................................... 8 ACRONIMOS Y DEFINICIONES ............................................................................................................................................................ 9 GLOSARIO DE TERMINOS. ................................................................................................................................................................ 11 MARCO NORMATIVO ......................................................................................................................................................................... 14 POLITICA ............................................................................................................................................................................................. 15 INFORMACION GENERAL DEL PRE ................................................................................................................................................. 16 IX.1 INFORMACIÓN DEL REGULADO ................................................................................................................................................ 16 IX.2 DESCRIPCIÓN DETALLADA DE LA ACTIVIDAD ........................................................................................................................ 19 IX.3 PLANO DE ARREGLO GENERAL DE LA INSTALACIÓN. .......................................................................................................... 36 IX.4. DESCRIPCIÓN DE LAS CARACTERÍSTICAS DEL ENTORNO. ................................................................................................ 36 IX.5. DESCRIPCIÓN DE LAS CARACTERÍSTICAS SOCIOECONÓMICAS ....................................................................................... 40 IX.6. INFRAESTRUCTURA, SERVICIOS DE APOYO Y ZONAS VULNERABLES ............................................................................. 41 IX.7. LISTADO DE MATERIALES PELIGROSOS ................................................................................................................................ 43 IX.8. ESCENARIOS DE RIESGOS IDENTIFICADOS EN EL ARP ...................................................................................................... 44 IX.9. MEDIDAS PREVENTIVAS ........................................................................................................................................................... 47 IX.10. SISTEMAS DE SEGURIDAD ..................................................................................................................................................... 49 PLAN DE ATENCIÓN A EMERGENCIAS INTERNO (PAEI) .............................................................................................................. 57 CATÁLOGO DE ESCENARIOS DE EMERGENCIA PARA EL PRE ................................................................................................. 58 X.1. ESTRUCTURA PARA DAR RESPUESTA A LA EMERGENCIA. ................................................................................................. 60 X.2 DESCRIPCIÓN DE LOS SISTEMAS DE CONTROL, DETECCIÓN DE DERRAMES, GAS, FUEGO, ALARMAS Y EQUIPOS CONTRA INCENDIO. .................................................................................................................................................................... 78 X.3 INVENTARIO DE EQUIPOS, RECURSOS MATERIALES Y/O INSUMOS REQUERIDOS Y DISPONIBLES PARA LA ATENCIÓN DE EMERGENCIAS. ................................................................................................................................................. 78 X.4 RUTAS DE EVACUACIÓN. ............................................................................................................................................................ 80 X.5 PROCEDIMIENTOS DE EMERGENCIAS. .................................................................................................................................... 80 X.6 PROCEDIMIENTO DE COMUNICACIÓN DE RIESGOS. ............................................................................................................. 81 X.7 USO DE PROCEDIMIENTOS Y AUDITORÍA ................................................................................................................................ 87 X.8 DISPOSICIONES GENERALES .................................................................................................................................................... 87 PLAN DE ATENCIÓN A EMERGENCIAS EXTERNO (PAEE) ........................................................................................................... 88 XI.1 COMITÉ LOCAL DE AYUDA MUTUA. .......................................................................................................................................... 88 XI.2 GRAME APLICABLE. .................................................................................................................................................................... 90 XI.3 IDENTIFICACIÓN DE ORGANISMOS MUNICIPALES, ESTATALES, FEDERALES Y/O INTERNACIONALES DE APOYO. ... 99 XI.4 PROCEDIMIENTOS DE COORDINACIÓN, CONTACTO Y COMUNICACIÓN CON LOS ORGANISMOS MUNICIPALES, ESTATALES, FEDERALES Y/O INTERNACIONALES DE APOYO. ......................................................................................... 101 XI.5 RUTAS DE ACCESO DE LOS GRUPOS DE APOYO Y EVACUACIÓN DE LOS GRUPOS VULNERABLES.......................... 102 XI.6 PROCEDIMIENTOS DE EMERGENCIAS. ................................................................................................................................. 104 XI.7 PROCEDIMIENTO PARA REALIZAR SIMULACROS CON LA COMUNIDAD......................................................................... 1044 XI.8 COMITÉ LOCAL DE AYUDA MUTUA GRUPOS DE APOYO. ................................................................................................... 104 XI.9 PROCEDIMIENTOS DE COMUNICACIÓN. ............................................................................................................................... 104 XI.10 COORDINACIÓN CON AUTORIDADES EXTERNAS. ............................................................................................................. 105 XI.11 MANEJO DE CRISIS. ................................................................................................................................................................ 105 PROGRAMAS DE CAPACITACIÓN, ENTRENAMIENTO, SIMULACROS Y MANTENIMIENTO DE EQUIPOS DE EMERGENCIA .................................................................................................................................................................................... 107 XII.1 CAPACITACIÓN Y ENTRENAMIENTO DEL PERSONAL QUE ATENDERÁ LA EMERGENCIA........................................... 1077 XII.2 SIMULACROS PARA ATENCIÓN DE EMERGENCIAS. ........................................................................................................... 108 XII.3 INSPECCIÓN Y MANTENIMIENTO DE LOS EQUIPOS PARA LA ATENCIÓN DE EMERGENCIAS. ..................................... 108 PLAN DE ACCIÓN PARA LA ATENCIÓN A RECOMENDACIONES DERIVADAS DEL ARP ESPECÍFICAS PARA LA RESPUESTA DE EMERGENCIAS. ................................................................................................................................................... 109 01G-00M-09-001-F01 Rev. 5

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XIV. XV. XVI. XVII.

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LISTAS DE VERIFICACIÓN DE ACCIONES PARA LA ATENCIÓN DE LA EMERGENCIA........................................................... 110 SIMULACROS ................................................................................................................................................................................ 11111 ACTUALIZACIÓN DEL PRE. ......................................................................................................................................................... 11212 ANEXOS ......................................................................................................................................................................................... 11313 ANEXO 1: ANÁLISIS DE CONSECUENCIAS ........................................................................................................................ 11313 ANEXO 2: PROCEDIMIENTOS DE EMERGENCIA Y CUADRO DE ROLES Y FUNCIONES .............................................. 11313 ANEXO 3: DOCUMENTACIÓN DEL SISTEMA CONTRA INCENDIO ................................................................................... 11313 ANEXO 4: LISTADO DE PROCEDIMIENTOS OPERATIVOS ............................................................................................... 11313 ANEXO 5: PROGRAMA DE CAPACITACIONES ................................................................................................................... 11313 ANEXO 6: PROGRAMA DE MANTENIMIENTO..................................................................................................................... 11313

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Índice de tablas. Tabla 1. Coordenadas de ubicación de las instalaciones en coordenadas UTM y geográficas ....................................................................... 16 Tabla 2. Instrumentación Asociada a los Trenes de Medición (Bajo contenido de N2). .................................................................................... 23 Tabla 3. Instrumentación Asociada a los Trenes de Medición (Bajo contenido de N2). .................................................................................... 24 Tabla 4. Instrumentación Asociada a los Trenes de Medición FQI-5001 y FQI-5002 (Alto contenido de N2). .................................................. 24 Tabla 5. Instrumentación Asociada a los Trenes de Medición (Bajo contenido de N2) ..................................................................................... 29 Tabla 6. Instrumentación Asociada a los Trenes de Medición FQI-5001 y FQI-5002 (Alto contenido de N2) ................................................... 30 Tabla 7. Instrumentación Asociada a los Trenes de Medición (Bajo contenido de N2). .................................................................................... 30 Tabla 8. Instrumentación local de bombas de condensados GA-5221/R.......................................................................................................... 33 Tabla 9. Operación de las bombas GA-5221/R y en modo manual .................................................................................................................. 33 Tabla 10. Instrumentación asociada al sistema de Medición de Condensados ................................................................................................ 34 Tabla 11. Configuración de la Instrumentación asociada al sistema de Medición de Condensados ................................................................ 34 Tabla 12. Características climáticas .................................................................................................................................................................. 37 Tabla 13. Estadísticas de la población total en Campeche y Tabasco ............................................................................................................. 40 Tabla 14. Directorio telefónico en Frontera, Tabasco........................................................................................................................................ 41 Tabla 15. Directorio Telefónico de Emergencias Cd. del Carmen, Campeche ................................................................................................. 42 Tabla 16. Directorio Telefónico de PEMEX. ...................................................................................................................................................... 43 Tabla 17. Listado de materiales peligrosos. ...................................................................................................................................................... 43 Tabla 18. Escenarios de riesgo derivados del Análisis de Riesgos. ................................................................................................................. 44 Tabla 19. Resultados de la simulación de escenarios de riesgo (zonas de amortiguamiento y de riesgo) ...................................................... 45 Tabla 20 Medidas preventivas y de mitigación para cada escenario de riesgo. ............................................................................................... 47 Tabla 21 Clasificación Niveles de Emergencias ................................................................................................................................................ 57 Tabla 22 Catálogo de Escenarios de Emergencias derivado del ARP ............................................................................................................. 59 Tabla 23 Catálogo de escenarios de emergencias por experiencias del personal ........................................................................................... 60 Tabla 24. Directorio telefónico de miembros de las brigadas de emergencia ................................................................................................... 72 Tabla 25. Códigos de Alarmas para emergencias............................................................................................................................................. 77 Tabla 26. Lista de Equipos de seguridad, Salvamento, Protección Ambiental y Primeros Auxilios .................................................................. 78 Tabla 27. Equipos de Seguridad y Atención de Emergencias, Disponible en Almacén .................................................................................... 79 Tabla 28. Recursos Disponible en el Centro de Operaciones en Emergencias ................................................................................................ 79 Tabla 29. Escenarios de riesgo y procedimientos de emergencia asociados. .................................................................................................. 81 Tabla 30. Directorio Telefónico del Personal. .................................................................................................................................................... 84 Tabla 31. Directorio telefónico de miembros del GRAME SPRMN. .................................................................................................................. 94 Tabla 32. Directorio telefónico de subdirecciones marinas. .............................................................................................................................. 96 Tabla 33. Directorio telefónico en Frontera, Tabasco........................................................................................................................................ 99 Tabla 34. Directorio Telefónico de Emergencias Cd. del Carmen, Campeche ................................................................................................. 99 Tabla 35. Directorio Telefónico de PEMEX. .................................................................................................................................................... 100 Tabla 36. Directorio telefónico del CRAE, Dos Bocas. .................................................................................................................................... 100 Tabla 37. Listado de albergues en Frontera, Tabasco. ................................................................................................................................... 102 Tabla 38. Listado de albergues y Hoteles en Cd del Carmen. ........................................................................................................................ 102 Tabla 39. Simulacros de los escenarios de emergencia operativos. .............................................................................................................. 108 Tabla 40. Relación Plan de Acciones. ............................................................................................................................................................. 109 Tabla 41 Control de actualizaciones................................................................................................................................................................ 112

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Índice de figuras. Figura 1 Esquema de ubicación de la plataforma CA-KU-A1............................................................................................................................ 17 Figura 2 Fotografía actual del Centro de Proceso Ku-A .................................................................................................................................... 18 Figura 3 Diagrama de pétalos del escenario con los mayores radios de afectación ........................................................................................ 39 Figura 4. Estructura del SCI. ............................................................................................................................................................................. 64 Figura 5. Organigrama de la URE. .................................................................................................................................................................... 71 Figura 6. Diagrama de flujo de comunicación Nivel I. ....................................................................................................................................... 82 Figura 7. Diagrama de flujo de comunicación Nivel II. ...................................................................................................................................... 82 Figura 8. Diagrama de flujo de comunicación Nivel III o mayor. ....................................................................................................................... 83 Figura 9. Diagrama de flujo de cese de emergencia. ........................................................................................................................................ 85 Figura 10. Diagrama de flujo de para reinicio de operaciones. ......................................................................................................................... 86 Figura 11. Organización estructural del GRAME SPRMNE. ............................................................................................................................. 90 Figura 12. Organización estructural de la URE estratégica de exploración. ..................................................................................................... 91 Figura 13. Mapa de ubicación del CRAE. ......................................................................................................................................................... 93 Figura 14. Mapa de ubicación del CRAE. ......................................................................................................................................................... 94 Figura 15. Diagrama del GRAME SPRMNE en el CRAE. ................................................................................................................................. 97 Figura 16. Localización de los centros de acopio para atención a emergencias PEMEX en territorio nacional. .............................................. 98

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I. INTRODUCCIÓN Servicios Compresión de Gas CA-KU-A1, S.A.P.I. de C.V. establece el compromiso de calidad, seguridad y salud en el trabajo y medio ambiente en todas las actividades de su proceso. El principal objetivo es ser la referente contratista EPCIC (Ingeniería, Procura, Construcción, Instalación y Comisionamiento) del sector energético en México, siendo una empresa que opera sin accidentes, protege al medio ambiente, asegurando la calidad, entrega en plazo y cumplimiento con los requisitos de nuestros clientes y requisitos legales en materia de seguridad y ambiental. La dirección de la empresa promueve la filosofía de comportamiento seguro para comprometer a todo el personal de que sea responsable de su salud y seguridad, así como los de sus compañeros. Así mismo, está comprometida en capacitar al personal para que identifique, evalué y mitigue los peligrosos y riesgos de enfermedades profesionales. Las instalaciones de Servicios Compresión de Gas CA-KU-A1, S.A.P.I. de C.V. lo conforma la Plataforma de Compresión Ku-A1 (CA-KU-A1). La función de CA-KU-A1 es comprimir gas amargo de bajo y alto contenido N2, y disponerlo para su envío a las plantas endulzadoras o para inyección a pozos. El sistema integral de compresión recibirá gas a baja presión y enviará gas comprimido mediante interconexiones con la plataforma E-Ku-A2, la cual pertenece al Centro de Proceso Ku-A del Activo de Producción Ku-Maloob-Zaap. El Centro de Proceso Ku-A (CP Ku-A) se localiza en la Sonda de Campeche frente a la costa de Ciudad del Carmen, Campeche y está conformado por una plataforma de perforación (PP-Ku-A), dos plataformas de enlace (E-Ku-A1 y EKu-A2) y una plataforma habitacional (HA-Ku-A). Actualmente la producción que se maneja en este centro de proceso es de 265 MBP promedio de aceite crudo pesado o tipo Maya, un manejo de gas amargo de aproximadamente 180 MMPCD, una re-compresión de gas residual de 240 MMPCD promedio y un consumo de 55 MMPCD de gas BN para inyección a pozos. El centro de proceso Ku-A cuenta con dos baterías de separación ubicadas una en la plataforma de perforación (PP-Ku-A) y otra en la plataforma de enlace (E-KU-A1), además se tiene otra plataforma de enlace (EKu-A2) para el manejo de gas y corrientes de crudo que pasan por ella para su envío hacia puntos de exportación. Este documento se plantea acorde a los escenarios de riesgos identificados en el estudio de Análisis de Riesgo de Procesos (ARP) de las actividades y procesos de los servicios de compresión de Gas CA-KU-A1. Asimismo, se encuentra constituido por el Plan de Atención a Emergencias Interno (PAEI) y el Plan de Atención a Emergencias Externo (PAEE). El PAEI se encuentra integrado por personal de la instalación. El PAEE conformado por un Comité Local de Ayuda Mutua (CLAM), que de acuerdo a los Lineamientos de PEMEX es el equivalente al Grupo Regional Atención y Manejo de Emergencias (GRAME), que opera desde el Centro Regional para la Atención a Emergencias (CRAE), incluyendo dependencias gubernamentales (bomberos, protección civil estatal y/o federal), así como con un Circuito de Apoyo Mutuo (CAM), que hace frente a los eventos que tienen un impacto dentro y fuera de las instalaciones de PEMEX. Las “Disposiciones administrativas de carácter general que establecen los lineamientos para la elaboración de los protocolos de respuesta a emergencias en las actividades del sector hidrocarburos” emitidas por la ASEA, indican que los regulados deberán establecer procedimientos para seleccionar, evaluar e implementar medidas de reducción de riesgos e impactos, tales como medidas preventivas basadas en el uso de diseños más seguros y el aseguramiento de la integridad de las Instalaciones. Adicionalmente, deberán prever medidas aplicables en caso de incidentes o accidentes, basadas en la evaluación del riesgo, y deberán ser desarrolladas tomando en cuenta posibles fallas y sus medidas de control y mitigación. 01G-00M-09-001-F01 Rev. 5

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El presente PRE se elabora para dar cumplimiento a este requisito regulatorio, dando cumplimiento además a los requisitos establecidos en el sistema de administración de riesgos PEMEX-SSPA.

II. OBJETIVO Establecer la planeación y organización de la respuesta adecuada y efectiva para el control de una situación de emergencia, derivado de las actividades operación de los servicios de compresión de gas CA-KU-A1, a fin de garantizar la integridad física de sus trabajadores, del medio ambiente y de las instalaciones, acorde con la normatividad vigente.

III. ALCANCE El Plan de Respuesta a Emergencias (PRE) es aplicable a todo el personal durante la operación de los servicios de compresión de gas CA-KU-A1, considerando la ayuda mutua con los organismos subsidiarios de Petróleos Mexicanos y las dependencias de gobierno en caso de requerirse. Este documento establece una guía para dar respuesta a posibles situaciones adversas derivadas de las desviaciones al proceso operativo “normal” que se puedan presentar en los servicios de compresión de gas CA-KUA1, a través de acciones de prevención, control y mitigación de tales eventos. El presente Plan de Respuesta a Emergencias (PRE) específico, se elabora conforme a lo establecido en las “Disposiciones administrativas de carácter general que establecen los lineamientos para la elaboración de los protocolos de respuesta a emergencias en las actividades del sector hidrocarburos”, incluyendo la información requerida en dicho documento y que a continuación se indica: I. Información General; II. Plan de Atención de Emergencias Interno (PAEI); III. Plan de Atención de Emergencias Externo (PAEE); IV. Programas de capacitación, entrenamiento, simulacros y mantenimiento de equipos de Emergencia; V. Plan de acción de atención a recomendaciones derivadas del ARP; VI. Listas de verificación de acciones para la atención de la Emergencia; y VII. Simulacros.

IV.VIGENCIA El Plan de Respuesta a Emergencias de la Plataforma CA-KU-A1 se actualizará cuando se presente alguno de los siguientes supuestos: I. Cada 5 años (de acuerdo con lo indicado en las “Disposiciones administrativas de carácter general que establecen los lineamientos para la elaboración de los protocolos de respuesta a emergencias en las actividades del sector hidrocarburos”; II. Modificaciones al diseño y/o tecnología del proceso o cualquier otra modificación que afecte el resultado del análisis de riesgo en las diferentes etapas de desarrollo del proyecto;

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III. IV.

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Accidentes (Eventos Tipo 3 ó 2); o Durante algún simulacro donde se haya detectado alguna falla o mejora de los elementos evaluados.

V. ACRONIMOS Y DEFINICIONES ARP. Análisis de Riesgo de Proceso. ASEA. Agencia de Seguridad, Energía y Ambiente. CAM. Circuito de Ayuda Mutua. CCAE. Centro de Coordinación y Apoyo a Emergencias de Petróleos Mexicanos. CLAM. Circuito Local de Ayuda Mutua. CNH. Comisión Nacional de Hidrocarburos. COE. Centro de Operación de Emergencias. CRAE. Centro Regional de Atención a Emergencias. DE. Dirección de Exploración. ERA. Equipo de Respiración Autónomo. ESD. Sistema de paro de emergencia (Emergency Showt Down). FMEA. Análisis de Modo, Falla y Efecto (Failure Mode Effects Analysis). GRAME. Grupo Regional para la Atención y Manejo de Emergencias. H2S. Ácido Sulfhídrico. IAS. Sistema Integrado de Automatización. MAI. Máxima Autoridad de la Instalación. PAEE. Plan de Atención a Emergencias Externo. PAEI. Plan de Atención a Emergencias Interno. PEP. PEMEX Exploración y Producción PMS. Sistema de Administración de Potencia (Power Management Systems). PRE. Protocolo de Respuesta a Emergencias. REMI MIXTO. Renta con mantenimiento integral y equipo de perforación. SCI. Sistema de Comando de Incidentes. SCT. Secretaría de Comunicaciones y Transportes. SEMARNAT. Secretaría del Medio Ambiente y Recursos Naturales. SENER. Secretaría de Energía. SINAPROC. Sistema Nacional de Protección Civil. SISPA. Sistema de Información de Seguridad Industrial y Protección Ambiental. SOPEP. Plan de Contingencia para Derrames por Hidrocarburos (Shipboard Oil Pollution Emergency Plan). SSPA. Seguridad, Salud y Protección Ambiental. STPS. Secretaría del Trabajo y Previsión Social. UPS. Sistema de Alimentación Ininterrumpida (Uninterruptible Power Supply). URE. Unidad de Respuesta a Emergencias.

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0C

h HP Hz in kg kW lb L m m3/h m3 m/h psi rpm s t V W Ø

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Grado Celsius (Unidad de medida de temperatura). Hora (Unidad de tiempo). Caballo de fuerza (unidad de potencia, equivale a 0.7456 kW). Hertz (Unidad de frecuencia). Pulgadas (Unidad de longitud en el sistema inglés, equivale a 0.0254 metros). Kilogramo (Unidad de cantidad de masa). Kilowatt (Unidad de potencia eléctrica). Libras (Unidad de masa en el sistema inglés, equivale a 0.454 Kg). Litros (Unidad de volumen del Sistema Internacional). Metro (Unidad de longitud del Sistema Internacional). Metro cúbico sobre hora (Unidad de flujo volumétrico). Metro cúbico (Unidad de volumen). Metro sobre hora (Unidad de velocidad). Libra fuerza por pulgada cuadrada (Unidad de presión del Sistema Inglés). Revoluciones por minuto. Segundo (Unidad de tiempo). Toneladas (Unidad de masa) Volts (Unidad de diferencia de potencial). Watt (Unidad de potencia en el Sistema Internacional). Diámetro de tubería.

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VI.GLOSARIO DE TERMINOS. Accidente: Evento que ocasiona afectaciones al personal, a la población a los bienes propiedad de la nación, a los equipos e instalaciones, a los sistemas y/o procesos operativos y al medio ambiente; Alarma: Medios audibles y/o visibles que indican el mal funcionamiento de un equipo, la desviación de un proceso o una condición anormal en la instalación que requiere una respuesta oportuna; Análisis de Riesgo de Procesos (ARP): Conjunto de metodologías que consisten en la identificación, análisis y evaluación sistemática de la probabilidad de la ocurrencia de daños asociados a los factores externos (fenómenos naturales y sociales), fallas en los sistemas de control, los sistemas mecánicos, factores humanos y fallas en los sistemas de administración, con la finalidad de controlar y/o minimizar las consecuencias al personal, a la población, al ambiente, a la producción y/o a las instalaciones. Brigadas de Respuesta a Emergencias: Personal seleccionado, capacitado y entrenado con el fin de atender coordinadamente los eventos que se presenten en las instalaciones; Cuadro de Roles y Funciones: Matriz que plasma de manera resumida la forma en la que el personal debe proceder en caso de emergencia, destacando a los integrantes de las brigadas, así como las funciones que tienen asignadas; Centro de Operación a Emergencia (COE): Lugar físico dentro o fuera de la instalación que no sea afectado por los perímetros de riesgo previamente identificados, donde la organización realice sus actividades de coordinación, comunicación y toma de decisiones para la respuesta y control de una posible emergencia; Centro Regional para la Atención de Emergencias (CRAE): Ubicación física fuera de las instalaciones o Centros de Trabajo, dotada de la infraestructura necesaria para llevar a cabo la ubicación, visualización y seguimiento de las acciones del Plan de Respuesta a Emergencias, designada en este último, desde el cual se desarrollará la logística de atención y combate de Emergencias. Circuito de Ayuda Mutua (CAM): Es el conjunto de instalaciones o centros de trabajo de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios que, en caso de Emergencia, pueden proporcionar ayuda con recursos humanos y materiales para el combate y control de la Emergencia a la Instalación Industrial afectada. Estos Circuitos deben de definirse con anticipación a la Emergencia e incluirse dentro del Plan de Respuesta a Emergencias específico de la Instalación Industrial o Centros de Trabajo. Derrame: Cualquier descarga, evacuación, rebose, achique, o vaciamiento de hidrocarburos u otras sustancias peligrosas en estado líquido; Diagnóstico de Necesidades de Capacitación: Técnica orientada a la detección de necesidades de capacitación específicas, con base en los perfiles de puesto y las actividades inherentes a los mismos, a fin de lograr estándares de eficiencia de personal y motivación para el trabajo; Emergencia: Situación derivada de actividades humanas o fenómenos naturales que, al ocurrir, afectan la integridad de la población el medio ambiente o las instalaciones industriales; Escenario de Riesgo: Determinación de un evento hipotético derivado de la aplicación de la metodología de identificación de Peligros y Evaluación de Riesgos, en el cual se considera la probabilidad de ocurrencia y severidad de las consecuencias, posteriormente, determinar las zonas potencialmente afectadas mediante la aplicación de modelos matemáticos para la simulación de consecuencias; Estructura para dar Respuesta a la Emergencia: Esla organización conformada por personal con la experiencia, destreza y capacidad para coordinar y tomar decisiones respecto a la atención de una emergencia, así como coordinar las actividades con los grupos de apoyo externo; Equipos contra incendios: Aparato o dispositivo automático o manual instalado y disponible para uso inmediato en el control y combate a incendios; Fuga: Liberación repentina o escape accidental por pérdida de contención, de una sustancia en estado líquido o gaseoso; 01G-00M-09-001-F01 Rev. 5

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Gas Tóxico: cualquier gas que en interacción con un organismo vivo puede producir la muerte a determinadas concentraciones; Grupo Regional para la Atención y Manejo de Emergencias (GRAME): Es el grupo de funcionarios de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios, encargado de ejecutar las acciones previstas en el Plan de Emergencias Externo (PLANEX) en el ámbito regional y proporcionar el apoyo material y humano al personal de la Unidad de Respuesta a Emergencias (URE), coordinando sus actividades e información con las autoridades locales, estatales y federales sobre el desarrollo y previsiones de la Emergencia. En su caso participaran autoridades locales, organizaciones civiles y militares. Está conformado por el Grupo Directivo (integrado por la Máxima Autoridad de Cada Centro de Trabajo) y el Grupo Operativo (integrado por los encargados de SIPA de los Centros de Trabajo). Incendio: es el fuego que se desarrolla sin control en tiempo y espacio; Instalación: El conjunto de estructuras, plantas industriales, equipos, circuitos de tuberías de proceso y servicios auxiliares, así como sistemas instrumentados, dispuestos para un proceso productivo o comercial específicos, incluyendo, entre otros, pozos para exploración y extracción de hidrocarburos; plataformas, plantas de almacenamiento, refinación y procesamiento de hidrocarburos en tierra y en ar, plantas de compresión y descompresión de hidrocarburos, sistemas de transporte y distribución en cualquier modalidad, así como estaciones de expendio al público; Listas de verificación de acciones para la atención de la emergencia: Son aquellas en las que relacionan las acciones que se realizan para desarrollar y concluir la atención a la emergencia; realizada por el personal del Centro de Operación para la Emergencia (COE); Plan de Atención a Emergencias Externo (PAEE): Documento de aplicación local, regional o nacional que se integra al PRE, en el que se establecen las acciones que los regulados deberán realizar para alterar, comunicar, responder, mitigar y/o controlar una Emergencia que se presente al exterior de una instalación; Plan de Atención a Emergencias Interno (PAEI): Documento que se integra al PRE, en el que se establecen las acciones que los Regulados deberán ejecutar de forma inmediata para alterar, comunicar, responder mitigar y/o controlar una Emergencia que se presente al interior de una instalación; Procedimiento de emergencia: Documento en el cual se describen las acciones y/o actividades a realizar de manera secuencial para alertar, comunicar, responder, mitigar y/o controlar una emergencia; Protocolo de Respuesta a Emergencia (PRE): Documento que integra los planes, procedimientos y actividades que deberán ejecutar los regulados para alertar, comunicar, responder, mitigar y/o controlar una emergencia. Se entenderá que se hace referencia al Protocolo de Respuesta a Emergencias, cuando en otras regulaciones emitidas por la agencia se haga mención de: Plan de respuesta a emergencias, planes de atención para respuesta a emergencias, preparación y respuesta a emergencias, respuesta a emergencias, planes de atención y respuesta a emergencias, procedimiento de emergencia, preparación a emergencias o procedimientos para la respuesta a emergencias; Riesgo: Esla probabilidad de ocurrencia de un evento indeseable medido en términos de sus consecuencias en las personas, instalaciones, medio ambiente o la comunidad; Simulacro: Representación de una emergencia en la cual se ponen en práctica las acciones contenidas en un protocolo de Respuesta a Emergencia, con la finalidad de evaluar el conocimiento, desempeño y eficacia de los participantes en el combate, control y eliminación de la causa de la emergencia; y Simulación: Representación de un escenario de Riesgo o fenómeno mediante la utilización de sistemas o herramientas de cómputo, modelos físicos o matemáticos u otros medios, que permite estimar las consecuencias de dichos escenarios a partir de las propiedades físicas y químicas de las sustancias o componentes de las mezclas de interés, en presencia de determinadas condiciones y variables atmosféricas.

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Sistema de Comando de Incidentes (SCI): Modelo para manejo de Emergencias en sitio diseñado para que los usuarios adopten una estructura de organización integrada y compatible con la complejidad y las demandas de incidentes individuales o múltiples, sin verse obstaculizado por límites jurisdiccionales. Unidad de Respuesta a Emergencias (URE): Es la organización de los Centros de Trabajo formada por personal de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios, la cual tiene como finalidad responder con acciones y funciones específicas a la atención de las Emergencias que ocurran al interior de los Centros de Trabajo o en sus Instalaciones Industriales. URE Estratégico: Es el equipo de funcionarios de la Unidad Operativa, encargado de proporcionar los recursos materiales y humanos al personal de la Unidad de Respuesta a Emergencias Táctico (URE Táctico), ejecutando las acciones previstas en el Plan de Emergencia Interno (PLANEI), en caso necesario coordinar actividades de apoyo con la Gerencia de Perforación y Reparación de Pozos y estos a su vez de ser necesario con el GRAME durante el Plan de Respuestas Externo PLANEX. URE Táctica: Es el grupo de personas que se encuentra en el sitio de la Emergencia (equipo) formado por el Ing. De Pozo quien fungirá como Administrador de la Emergencia y el Técnico que fungirá como Coordinador de la Emergencia.

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VII.

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MARCO NORMATIVO        

“Disposiciones administrativas de carácter general que establecen los lineamientos para la elaboración de los protocolos de respuesta a emergencias en las actividades del sector hidrocarburos”, ASEA. 2019 “Disposiciones administrativas de carácter general que establecen los lineamientos en materia de seguridad industrial, seguridad operativa y protección al medio ambiente para realizar las actividades de reconocimiento y exploración superficial, exploración y extracción de hidrocarburos”, ASEA. 2016. “Disposiciones administrativas de carácter general que establecen los lineamientos para la conformación, implementación y autorización de los sistemas de administración de seguridad industrial, seguridad operativa y protección al medio ambiente aplicables a las actividades del sector hidrocarburos”, ASEA. 2016. Guías para la elaboración del programa para la prevención de accidentes. SEMARNAT-07-013 Rev.4, 20mayo-2010, Dirección General de Gestión Integral de Materiales y Actividades Riesgosas, Dirección de Riesgo y Proyectos. Lineamientos para la formulación de los planes de respuesta a emergencias. COMERI 145, 28 de febrero de 2012 revisión 02. Lineamientos para la programación, planeación, ejecución, evaluación y control de los simulacros de los planes de respuesta a emergencias. COMERI 146, 6 de septiembre de 2011. Reglamento de seguridad e higiene de petróleos mexicanos y sus empresas productivas subsidiarias. Enero 2017. Sistema de Seguridad, Salud y Protección Ambiental de PEMEX. - PEMEX SSPA.

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VIII. POLITICA Política Integrada de Calidad, Seguridad y Salud en el Trabajo, y Medio Ambiente Nuestro Objetivo: Ser la empresa contratista EPCIC (Ingeniería, Procura, Construcción, Instalación y Comisionamiento) referente para las empresas del sector energético ejecutando nuestros proyectos de forma responsable; sin accidentes, protegiendo al medio ambiente, asegurando la calidad y entrega en plazo, y cumpliendo siempre con los requisitos de nuestros clientes, requisitos legales y otros requisitos que la empresa suscriba. Nuestra Filosofía:  Crear y mantener un entorno de trabajo seguro que evite los accidentes.  No producir daños medioambientales en nuestro entorno.  Profundizar en el conocimiento de las necesidades y expectativas de los Clientes y partes interesadas pertinentes, estableciendo nuestros planes, estrategias y objetivos en línea a estas necesidades.  Ser una empresa basada en un crecimiento sostenible.  Tener una responsabilidad social hacia las comunidades donde nos encontremos.  Enfocarnos siempre en la mejora continua de nuestro Sistema de Gestión Integrado y de los procesos.  Ser receptivos al continuo aprendizaje, explorando completamente las oportunidades que se nos presenten. Nuestros Compromisos:  Promover una filosofía de comportamiento seguro para lograr que todo el personal sea responsable de su salud y seguridad propia, así como de los demás.  Que nuestro personal disponga de la competencia necesaria para proveer del mejor desempeño en las tareas.  Detener todas las operaciones y actos inseguros inherentes a la seguridad y el medio ambiente.  Integrar la cultura de la calidad, seguridad y salud en el trabajo, y medio ambiente en todos los procesos de nuestra actividad.  establecer y revisar objetivos medibles, para mejorar nuestra cultura de calidad, seguridad y salud en el trabajo, y medio ambiente.  Identificar, evaluar y mitigar todos los peligros y riesgos en calidad, seguridad y salud en el trabajo, y medio ambiente.  Vigilar la salud de nuestros trabajadores y minimizar los riesgos de enfermedades profesionales.  reconocer los méritos de todas aquellas personas que contribuyen a la mejora de nuestros resultados en calidad, seguridad y salud en el trabajo, y medio ambiente.  Identificar las necesidades y expectativas tanto de nuestros clientes como de otras partes interesadas pertinentes y emprender acciones para conseguir y mantener su satisfacción.  Responder inmediatamente a las emergencias con el fin de reducir en la mayor medida cualquier posible lesión a nuestra fuerza de trabajo o daño al ambiente.

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IX.INFORMACION GENERAL DEL PRE IX.1 Información del Regulado IX.1.1 Clave Única del Registro del Regulado CURR (en caso de tener asignada la misma). No aplica. IX.1.2 Nombre o razón social de la empresa. Servicios Compresión de Gas CA-KU-A1, S.A.P.I. de C.V. IX.1.3 Nombre y cargo del representante legal para recibir notificaciones. Rafael García Sánchez Representante Legal Servicios Compresión de Gas CA KU-A1, S.A.P.I. de C.V. IX.1.4 Dirección del promovente o representante legal para recibir notificaciones. Juan Racine número 112, Piso 8, Col. Los Morales Polanco Alcaldía Miguel Hidalgo C.P. 11510, Ciudad de México Tel. (52) 5536 40 04 70/71. IX.1.5 Nombre de la instalación. Plataforma de Compresión Ku-A1 (CA-KU-A1). La instalación se encuentra integrada por las siguientes estructuras:  Superestructura planta estructural sistema de piso elev. (+) 19.100, estructura de cuatro columnas (tetrápodo), estación integral de compresión de gas natural.  Trípode de apoyo del puente intermedio del quemador subestructura planta elev. (+) 6.096, (-) 8.433, (-) 29.721.  Trípode del quemador “A” subestructura planta elev. (+) 6.096, (-) 8.433, (-) 29.721. IX.1.6 Domicilio de la instalación. La plataforma CA-KU-A1 es una instalación marina, integrada al Centro de Proceso Ku-A. Las coordenadas de ubicación se presentan a continuación: Tabla 1. Coordenadas de ubicación de las instalaciones en coordenadas UTM y geográficas Coordenadas CA-KU-A1 Elemento CA-KU-A1 T-Apoyo T-Quemador

Coordenadas geográficas ITRF92

Coordenadas UTM WGS84 Z15N

N 19°31'25.75"

W 92°11'11.18"

X

Y

585358.00

2158991.00

19°31'22.66" 19°31'29.86"

92°11'13.01" 92°11'06.61"

585304.99 585490.70

2158895.73 2159118.21

Fuente: Estudio de riesgo ambiental, Proyecto Servicios de Compresión de Gas CA-KU-A1

Asimismo, se presenta un esquema de ubicación de la plataforma CA-KU-A1 y una fotografía actual del Centro de Proceso Ku-A. 01G-00M-09-001-F01 Rev. 5

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Figura 1 Esquema de ubicación de la plataforma CA-KU-A1 Fuente: Estudio de riesgo ambiental, Proyecto Servicios de Compresión de Gas CA-KU-A1

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Figura 2 Fotografía actual del Centro de Proceso Ku-A

Fuente: Estudio de riesgo ambiental, Proyecto Servicios de Compresión de Gas CA-KU-A1

IX.1.7 Actividad o Actividades de la Instalación. El proyecto contempla los siguientes alcances específicos:  Recepción de gas amargo de bajo nitrógeno, recepción de gas amargo de alto nitrógeno, recepción de gas dulce, envío de gas amargo comprimido de bajo nitrógeno, envío de gas amargo comprimido de alto nitrógeno y envío de condensados estabilizados.  Recepción de gas amargo de bajo contenido de nitrógeno en tren de separación con slug-catcher y rectificador previo a la medición y compresión.  Medición del flujo en calidad de transferencia de custodia de la corriente de gas amargo de bajo contenido de nitrógeno para su posterior envío a compresión.  Compresión de gas amargo de bajo contenido de nitrógeno a 79.0 kq/cm2  Medición del flujo en calidad de transferencia de custodia de la corriente de gas amargo de bajo contenido de nitrógeno comprimido para su envío a E-KU-A2.  Recepción de gas amargo de alto contenido de nitrógeno en Tren de separación con slug catcher y rectificador previo a la medición y compresión.  Medición del flujo en calidad de transferencia de custodia de la corriente de gas amargo de alto contenido de nitrógeno para su posterior envío a compresión.  Compresión de gas amargo de alto contenido de nitrógeno a 79.0 kq/cm2  Medición del flujo en calidad de transferencia de custodia de la corriente de gas amargo de alto contenido de nitrógeno comprimido para enviarlo a E-KU-A2.  Sistema de acondicionamiento de gas combustible para adecuarla a las condiciones de presión y temperatura requerida en las turbinas del tren de compresión y turbogeneradores, así como disponer de gas a los servicios auxiliares de la plataforma.  Estabilización de condensados de baja, media y alta presión separados del sistema de compresión.  Compresión de vapores recuperados de la estabilización de condensados para su envío a la succión de los compresores de gas. 01G-00M-09-001-F01 Rev. 5

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 Medición del flujo en calidad de transferencia de custodia de la corriente de condensados estabilizados para enviarlos a la Plataforma E-KU-A2.  Medición del flujo en calidad de transferencia de custodia del gas amargo a quemador.  Generación de los servicios auxiliares requeridos en la instalación. IX.1.8 Lugar y fecha de elaboración. Ciudad del Carmen, Campeche, diciembre de 2019.

IX.2 Descripción detallada de la actividad A continuación, se presenta la descripción general de la actividad de los servicios de compresión de gas CA-KU-A1. 1.1. Función del Sistema. La función de la instalación consistirá básicamente en las siguientes operaciones: a) Compresión de gas amargo. Se contará con cuatro compresores de gas amargo que comprimirán en dos etapas el gas amargo de bajo y alto contenido de nitrógeno proveniente de los compresores Booster de los Complejos Ku-S, Ku-M, Ku-H, Zaap-C, FPSO y Ku-A para llevarlo en condiciones normales de 12.0 a 79.0 kg/cm2 man; el gas amargo comprimido es enviado a la Plataforma de Enlace E-Ku-A2. El arreglo de cabezales de succión y descarga permitirá que cualquiera de los cuatro compresores pueda manejar gas amargo de bajo o alto contenido de nitrógeno. El esquema de compresión permitirá operar tres compresores y tener uno disponible. Se espera que a condiciones normales opere un compresor con un caudal de 100 MMPCD de cualquier composición de gas y los otros dos con un caudal de 175 MMPCD de la otra composición de gas, de manera que el flujo de gas amargo sea en total 450 MMPCD. 1.2. Tren de separación de gas amargo de bajo contenido de Nitrógeno (N2). El gas amargo de bajo contenido de N2 proveniente de la plataforma E-KU-A2 es recibido por medio de la línea 36”GAM-5000-C-A06T1, en el límite de plataforma CA-KU-A2 se cuenta con la válvula SDV-5000 para cortar el suministro de gas amargo en caso de paro del tren de separación. El gas amargo es alimentado al Slug cátcher de bajo contenido de N2 FA-5011 para eliminar los condensados arrastrados por el gas, contará en su interior con un dispositivo de entrada tipo Multi-Vane y un rompedor de vórtice únicamente. El Slug cátcher FA-5011 contará con el indicador de presión PI-5003, indicador de temperatura TI-5001, los indicadores de nivel LI-5000 y LI-5002, transmisor indicador de temperatura TIT-5000 con señal al SDMC, transmisor indicador de presión PIT-5000 con señal al SDMC con la alarmas configuradas a PAL-5000@7 kg/cm² man y PAH5000@15 kg/cm² man, y la válvula PSV-5001 ajustada a 17.6 kg/cm² man. Los condensados separados son enviados por medio de la línea 4”-CA-5301-C-A06T1 hacia el cabezal de condensados, el nivel de líquido del tanque es controlado por medio de la válvula ON/OFF LV-5003 y el transmisor indicador de nivel LIT-5003 con señal al SDMC y tendrá los siguientes interruptores configurados:  Punto de ajuste del LSH-5003: 600 mm contando desde el fondo, en incremento.  Punto de ajuste del LSL-5003: 200 mm contando desde el fondo en decremento. 01G-00M-09-001-F01 Rev. 5

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El interruptor LSH-5003 enviará señal de apertura a la válvula LV-5003 para permitir el desalojo de líquidos, cuando se alcance el interruptor LSL-5003, este enviará señal de cierre a la válvula LV-5003 para evitar que el nivel continúe disminuyendo. El FA-5011 contará además con el transmisor indicador de presión PIT-5001 con señal al SPPE con los interruptores configurados [email protected] kg/cm² man y [email protected] kg/cm² man, ambos causarán paro del tren de separación; el transmisor indicador de nivel LIT-5001 con señal al SPPE y tendrá los siguientes interruptores configurados:  Punto de ajuste del LSHH-5001: 700 mm contando desde el fondo, en incremento.  Punto de ajuste del LSLL-5001: 100 mm contando desde el fondo en decremento. El interruptor LSHH-5001 causará paro del tren de separación y el interruptor LSLL-5001 causará cierre de la válvula SDV-5001 para evitar que el nivel continúe disminuyendo y se envié gas al cabezal de condensados, una vez que se alcance el nivel normal del tanque (500 mm) la válvula SDV-5001 abrirá. La válvula SDV-5001 es común para los condensados provenientes del Slug cátcher de gas bajo contenido de N 2 FA-5011 y del Rectificador de gas bajo contenido de N2 FA-5012. El gas separado es enviado al Rectificador de gas bajo contenido de N 2 FA-5012 por medio de la línea 36”-GAM5001-C-A06T1, de esta línea se deriva la línea 4”-GAM-5005-C-A06T1 que cuenta con la válvula de venteo BDV-5101 y el orificio de restricción RO-5001 para despresurizar los tanques FA-5011 y FA-5012 en caso de fuego, enviando el gas contenido al cabezal de desfogue. El gas amargo es alimentado al Rectificador de bajo contenido de N 2 FA-5012 para eliminar los condensados arrastrados por el gas y no se hayan retenido en el FA-5011, contará en su interior con un dispositivo de entrada tipo Multi-Vane, rompedor de vórtice y eliminador de niebla tipo Vane en la salida. El rectificador FA-5012 contará con el indicador de presión PI-5006, indicador de temperatura TI -5003, los indicadores de nivel LI-5005 y LI-5006, transmisor indicador de temperatura TIT-5002 con señal al SDMC, transmisor indicador de presión PIT-5004 con señal al SDMC con la alarmas configuras PAL-5004@7 kg/cm² man y PAH-5004@15 kg/cm² man, y la válvula PSV-5002 ajustada a 17.6 kg/cm² man. Los condensados separados son enviados por medio de la línea 3”-CA-5301-C-A06T1 hacia la línea de salida de condensados del FA-5011 (4”-CA-5301-C-A06T1), el nivel de líquido del tanque es controlado por medio de la válvula ON/OFF LV-5007 y el transmisor indicador de nivel LIT-5007 con señal al SDMC y tendrá los siguientes interruptores configurados:  Punto de ajuste del LSH-5007: 400 mm contando desde el fondo, en incremento.  Punto de ajuste del LSL-5007: 200 mm contando desde el fondo en decremento. El interruptor LSH-5007 enviará señal de apertura a la válvula LV-5007 para permitir el desalojo de líquidos, cuando se alcance el interruptor LSL-5007, este enviará señal de cierre a la válvula LV-5007 para evitar que el nivel continúe disminuyendo.

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El FA-5012 contará además con el transmisor indicador de presión PIT-5004 con señal al SPPE con los interruptores configurados [email protected] kg/cm² man y [email protected] kg/cm²man, ambos causarán paro del tren de separación; el transmisor indicador de nivel LIT-5004 con señal al SPPE y tendrá los siguientes interruptores configurados:  Punto de ajuste del LSHH-5004: 500 mm contando desde el fondo, en incremento.  Punto de ajuste del LSLL-5004: 100 mm contando desde el fondo en decremento. El interruptor LSHH-5004 causará paro del tren de separación y el interruptor LSLL-5004 causará cierre de la válvula SDV-5001 (ubicada en la línea 4”-CA-5301-C-A06T1) para evitar que el nivel continúe disminuyendo y se envié gas al cabezal de condensados, una vez que se alcance el nivel normal del tanque (300 mm) la válvula SDV-5001 abrirá. La presión a la salida del FA-5012 es regulada por medio de las válvulas PV-5001A y PV-5001B que relevarán gas amargo en caso de alta presión en la salida del FA-5012 al cabezal de desfogue, debido al paro inesperado de un tren de compresión. Las válvulas operaran a flujo dividido y cada válvula tendrá la capacidad de relevar 112.5 MMPCD. Las válvulas son controladas por medio del controlador neumático PIC-5001B (LOCAL) o controlador configurado en el SDMC PIC-5001A (REMOTO) asociado al transmisor indicador de presión PIT-5001A, para seleccionar el modo de operación se cuenta con el selector configurado HS-5001 LOCAL/REMOTO. La presión de ajuste podrá ser ajustada de 8 a 14 kg/cm² man dependiendo de la presión a la que se reciba el gas amargo de bajo contenido de N 2. El gas de salida del rectificador FA-5012 es enviado por medio de la línea 36”-GAM-5003-CA06T1 al tren de medición de bajo N2 PA-5601A, de esta línea se deriva la línea ¾”-GAM-5078-C-A06T1 que alimenta al paquete de gas de purga PA-7002. La línea 36”-GAM-5003-C-A06T1 contará con la válvula SDV-5002 la cual cerrara en caso de paro del tren de separación. 1.3. Tren de Separación de Gas Amargo de Alto Contenido de N2. El gas amargo de alto contenido de N2 proveniente de la plataforma E-KU-A2 es recibido por medio de la línea 36”-GAM-5013-C-A06T1, en el límite de plataforma CA-KU-A2 se cuenta con la válvula SDV-5003 para cortar el suministro de gas amargo en caso de paro del tren de separación. El gas amargo es alimentado al Slug cátcher de alto contenido de N2 FA-5001 para eliminar los condensados arrastrados por el gas, contará en su interior con un dispositivo de entrada tipo Multi-Vane y un rompedor de vórtice únicamente. El Slug cátcher FA-5001 contará con el indicador de presión PI-5015, indicador de temperatura TI-5011, los indicadores de nivel LI-5009 y LI-5010, transmisor indicador de temperatura TIT-5010 con señal al SDMC, transmisor indicador de presión PIT-5013 con señal al SDMC con la alarmas configuras PAL-5013@7 kg/cm² man y PAH5013@15 kg/cm² man, y la válvula PSV-5003 ajustada a 17.6 kg/cm² man. Los condensados separados son enviados por medio de la línea 6”-CA-5305-C-A06T1 hacia el cabezal de condensados, el nivel de líquido del tanque es controlado por medio de la válvula de control LV-5011, la válvula es controlada por medio del controlador neumático LIC-5011ª (LOCAL) o controlador configurado en el SDMC LIC-5011 (REMOTO) asociado al transmisor indicador de presión LIT-5011, para seleccionar el modo de operación se cuenta con el selector configurado HS-5011 LOCAL/REMOTO. El punto de ajuste de ambos controladores es de 500 mm. El controlador configurado LIC-5011 tendrá las siguientes alarmas configuradas:  Punto de ajuste de la LAH-5011: 600 mm contando desde el fondo, en incremento. 01G-00M-09-001-F01 Rev. 5

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Punto de ajuste de la LAL-5011: 200 mm contando desde el fondo en decremento.

El FA-5001 contará además con el transmisor indicador de presión PIT-5014 con señal al SPPE con los interruptores configurados [email protected] kg/cm² man y [email protected] kg/cm² man, ambos causarán paro del tren de separación; el transmisor indicador de nivel LIT-5008 con señal al SPPE y tendrá los siguientes interruptores configurados:  Punto de ajuste del LSHH-5008: 700 mm contando desde el fondo, en incremento.  Punto de ajuste del LSLL-5008: 100 mm contando desde el fondo en decremento. El interruptor LSHH-5008 causará paro del tren de separación y el interruptor LSLL-5008 causará cierre de la válvula SDV-5004 para evitar que el nivel continúe disminuyendo y se envié gas al cabezal de condensados, una vez que se alcance el nivel normal del tanque (500 mm) la válvula SDV-5004 abrirá. La válvula SDV-5004 es común para los condensados provenientes del Slug cátcher de gas alto contenido de N2 FA-5001 y del Rectificador de gas alto contenido de N2 FA-5002. El gas separado es enviado al Rectificador de gas alto contenido de N2 FA-5002 por medio de la línea 36”-GAM-5014C-A06T1, de esta línea se deriva la línea 4”-GAM-5016-C-A06T1 que cuenta con la válvula de venteo BDV-5102 y el orificio de restricción RO-5002 para despresurizar los tanques FA-5001 y FA-5002 en caso de fuego, enviando el gas contenido al cabezal de desfogue. El gas amargo es alimentado al Rectificador de alto contenido de N 2 FA-5002 para eliminar los condensados arrastrados por el gas y no se hayan retenido en el FA-5001, contará en su interior con un dispositivo de entrada tipo Multi-Vane, rompedor de vórtice y eliminador de niebla tipo Vane en la salida. El rectificador FA-5002 contará con el indicador de presión PI-5018, indicador de temperatura TI-5013, los indicadores de nivel LI-5013 y LI-5014, transmisor indicador de temperatura TIT-5012 con señal al SDMC, transmisor indicador de presión PIT-5016 con señal al SDMC con la alarmas configuras PAL-5016@7 kg/cm² man y PAH-5016@15 kg/cm² man, y la válvula PSV-5004 ajustada a 17.6 kg/cm² man. Los condensados separados son enviados por medio de la línea 3”-CA-5307-C-A06T1 hacia la línea de salida de condensados del FA-5001 (6”-CA-5305-C-A06T1), el nivel de líquido del tanque es controlado por medio de la válvula ON/OFF LV-5015 y el transmisor indicador de nivel LIT-5015 con señal al SDMC y tendrá los siguientes interruptores configurados:  Punto de ajuste del LSH-5015: 400 mm contando desde el fondo, en incremento.  Punto de ajuste del LSL-5015: 200 mm contando desde el fondo en decremento. El interruptor LSH-5015 enviará señal de apertura a la válvula LV-5015 para permitir el desalojo de líquidos, cuando se alcance el interruptor LSL-5015, este enviará señal de cierre a la válvula LV-5015 para evitar que el nivel continúe disminuyendo. El FA-5002 contará además con el transmisor indicador de presión PIT-5017 con señal al SPPE con los interruptores configurados [email protected] kg/cm² man y [email protected] kg/cm² man, ambos causarán paro del tren de separación; el transmisor indicador de nivel LIT-5012 con señal al SPPE y tendrá los siguientes interruptores configurados: 01G-00M-09-001-F01 Rev. 5

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Punto de ajuste del LSHH-5012: 500 mm contando desde el fondo, en incremento. Punto de ajuste del LSLL-5012: 100 mm contando desde el fondo en decremento. El interruptor LSHH-5012 causará paro del tren de separación y el interruptor LSLL-5012 causará cierre de la válvula SDV-5004 (ubicada en la línea 6”-CA-5305-C-A06T1) para evitar que el nivel continúe disminuyendo y se envié gas al cabezal de condensados, una vez que se alcance el nivel normal del tanque (300 mm) la válvula SDV-5004 abrirá. La presión a la salida del FA-5002 es regulada por medio de las válvulas PV-5000A y PV-5000B que relevarán gas amargo en caso de alta presión en la salida del FA-5002 al cabezal de desfogue, debido al paro inesperado de un tren de compresión. Las válvulas operarán a flujo dividido y cada válvula tendrá la capacidad de relevar 112.5 MMPCD. Las válvulas son controladas por medio del controlador neumático PIC-5000B (LOCAL) o controlador configurado en el SDMC PIC-5000A (REMOTO) asociado al transmisor indicador de presión PIT-5000A, para seleccionar el modo de operación se cuenta con el selector configurado HS-5000 LOCAL/REMOTO. La presión de ajuste podrá ser ajustada de 8 a 14 kg/cm² man dependiendo de la presión a la que se reciba el gas amargo de bajo contenido de N2. El gas de salida del rectificador FA-5002 es enviado por medio de la línea 36”-GAM-5017-C-A06T1 al tren de medición de alto N2 PA-5600A, de esta línea se deriva la línea ¾”-GAM-5079-C-A06T1 que alimenta al paquete de gas de purga PA-7002. La línea 36”-GAM-5017-C-A06T1 contará con la válvula SDV-5005 la cual cerrará en caso de paro del tren de separación. 1.4. Sistema de medición de entrada de gas amargo de bajo contenido de Nitrógeno (N2). El gas amargo de bajo contenido de N2 proveniente del rectificador FA-5012 es medido por medio del Patín de medición de gas de bajo N2 PA-5601A con una capacidad de 450 MMPCD, el paquete será para transferencia de custodia y contará con dos trenes de medición, uno en operación, cada tren tendrá el 50% de capacidad del flujo total. El paquete de medición PA-5601A tendrá un tercer tren de medición común con el paquete de medición de gas de alto contenido de N2 que servirá de relevo para ambos. Los trenes de medición serán alimentados por el cabezal 36”-GAM-PA5601A-01-C-A06T1, cada tren de medición contara con un acondicionador de flujo, un medidor de flujo, dos transmisores indicadores de presión, dos transmisores indicadores de temperatura, un indicador de temperatura y un indicador de presión. Los medidores de flujo son tipo dual, contaran con dos elementos de flujo y dos transmisores de flujo, la función del primer elemento de flujo es la de medir y el segundo medidor verificara la medición del primero. A continuación, se enlista la instrumentación asociada a los trenes de medición: Tren de medición #1 #2 #3

FX 5001 5002 5003

Tabla 2. Instrumentación Asociada a los Trenes de Medición (Bajo contenido de N 2). FE/FIT PIT TIT FE/FIT PIT TIT (Medición) (Medición) (Medición) (Verificación) (Verificación) (Verificación) 5001A 5008A 5004A 5001B 5008B 5004B 5002A 5010A 5006A 5002B 5010B 5006B 5003A 5012A 5008A 5003B 5012B 5008B

TI

PI

5005 5007 5009

5007 5009 5011

Las señales de todos instrumentos FIT, PIT y TIT serán enviadas a los computadores de flujo FQI-5001 y FQI-5002, comunes con el paquete de medición de gas de alto contenido de N 2 PA-5600A, los computadores de flujo operarán de manera redundante y estarán ubicados en el cuarto de control de la plataforma. En los computadores de flujo desplegarán en pantalla la composición obtenida por el cromatógrafo de gases como AI-5001. 01G-00M-09-001-F01 Rev. 5

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Los dos trenes descargarán a al cabezal 36”-GAM-PA5601A-04-C-A06T1 y el gas amargo es enviado hacia el cabezal de succión de gas de bajo N2 por medio de la línea 36”-GAM-5008-C-A06T1. En la línea 36”-GAM-5008-C-A06T1 se encuentra instalado el cromatógrafo de gases AE/AIT-5001 el cual analizará el gas de salida del paquete, este enviará señal a los computadores de flujo FQI-5001/5002. Los computadores de flujo FQI-5001 y FQI-5002 son comunes para los trenes de medición de gas amargo de bajo y alto N2 PA-5600A y PA-5601A. 1.5. Sistema de Medición de Entrada de Gas Amargo de Alto Contenido de N2. El gas amargo de alto contenido de N2 proveniente del rectificador FA-5002 es medido por medio del Patín de medición de gas de alto N2 PA-5600A con una capacidad de 450 MMPCD, el paquete será para transferencia de custodia y contará con dos trenes de medición, ambos en operación, cada tren tendrá el 50% de capacidad del flujo total. Los trenes de medición serán alimentados por el cabezal 36”-GAM-PA5600A-01-C-A06T1, cada tren de medición contará con un acondicionador de flujo, un medidor de flujo, dos transmisores indicadores de presión, dos transmisores indicadores de temperatura, un indicador de temperatura y un indicador de presión. Los medidores de flujo son tipo dual, contarán con dos elementos de flujo y dos transmisores de flujo, la función del primer elemento de flujo es la de medir y el segundo medidor verificará la medición del primero. A continuación, se enlista la instrumentación asociada a los trenes de medición: Tren de medición #1 #2

FX 5004 5005

Tabla 3. Instrumentación Asociada a los Trenes de Medición (Bajo contenido de N 2). FE/FIT PIT TIT FE/FIT PIT TIT (Medición) (Medición) (Medición) (Verificación) (Verificación) (Verificación) 5004A 5020A 5014A 5004B 5020B 5014B 5005A 5022A 5016A 5005B 5022B 5016B

TI

PI

5015 5017

5019 5021

Las señales de todos instrumentos FIT, PIT y TIT serán enviadas a los computadores de flujo FQI-5001 y FQI-5002, los computadores de flujo operarán de manera redundante y estarán ubicados en el cuarto de control de la plataforma. En los computadores de flujo desplegarán en pantalla la composición obtenida por el cromatógrafo de gases como AI-5002. A continuación, se enlista los instrumentos configurados asociados a los trenes de medición: Tren de medición #1 #2

Tabla 4. Instrumentación Asociada a los Trenes de Medición FQI-5001 y FQI-5002 (Alto contenido de N2). FQI FI PI TI FQI FI PI TI (Medición) (Medición) (Medición) (Medición) (Verificación) (Verificación) (Verificación) (Verificación) 5004A 5004A 5020A 5014A 5004B 5004B 5020B 5014B 5005A 5005A 5022A 5016A 5005B 5005B 5022B 5016B

Los dos trenes descargaran a al cabezal 36”-GAM-PA5600A-04-C-A06T1 y el gas amargo es enviado hacia el cabezal de succión de gas de alto N2 por medio de la línea 36”-GAM-5021-CA06T1. En la línea 36”-GAM-5021-C-A06T1 se encuentra instalado el cromatógrafo de gases AE/AIT-5002 el cual analizaráel gas de salida del paquete, este enviará señal a los computadores de flujo FQI-5001/5002. 1.6. Sistema de compresión de gas amargo de Alto y Bajo N2 La plataforma cuenta con cuatro trenes de compresión TC-5200A-D, accionados con turbina a gas, para comprimir el gas de alto o bajo N2 proveniente de E-KU-A2. El gas es comprimido desde 11.5 a 79.0 kg/cm² man en condiciones normales. Cada paquete de compresión consta de los siguientes equipos de proceso principales: 01G-00M-09-001-F01 Rev. 5

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Separador de succión FA-5200A-D Compresor de gas de primera etapa GB-5200A-D Enfriador de interetapa EC-5200A-D Separador de interetapa FA-5201A-D Compresor de gas de segunda etapa GB-5201A-D Enfriador de descarga de gas EC-5201A-D Separador de descarga FA-5202A-D Filtros coalescedores de gas combustible FG-5201A-D/R Enfriador de aceite lubricante EC-5202A-D Paquete de acondicionamiento de gas de sello PA-5201A-D Filtros coalescedores de gas de sello MAK-110A-D y MAK-120A-D Tanque de condensados RES-0016A-D Calentadores de gas de sello HAP-130A-D y HAP-140A-D

Cada tren de turbocompresión está dimensionado para comprimir un flujo máximo de 225 MMPCD y son gobernados por los PLC´s de las turbomaquinarias. Los trenes de compresión podrán comprimir gas amargo de alto o bajo N2 según sea requerido, el gas será distribuido por medio de los cabezales de succión 36”-GAM-5021-C-A06T1 (Alto N2) y 36”-GAM-5008-C-A06T1 (Bajo N2) y cada tren de compresión contará con dos alimentaciones de gas de 30” Ø, una para gas amargo del alto N2 y una para gas amargo de bajo N2. Los cabezales de succión recibirán gas amargo del paquete de estabilización de condensados PA-5220 por medio de las líneas 6”-GAM-5050-C-A06T1 (alto N2) y 6”-GAM-5049-C-A06T1 (bajo N2), y gas amargo del paquete de recuperación de vapores PA-5250 por medio de las líneas 4”-GAM-5052-C-A06T1 (alto N2) y 4”-GAM5051-C-A06T1 (bajo N2). Los cabezales de succión contarán con las líneas de recirculación 20”-GAM-5074-C-A06T1 (alto N2) y 20”-GAM-5075C-A06T1 (bajo N2) provenientes de los cabezales de descarga 20”-GAM-5035-C-D02T1 (alto N2) y 20”-GAM-5036-CD02T1 (bajo N2) para mantener una presión mínima de 7.5 kg/cm² man. La línea 20”-GAM-5074-C-A06T1 contará con la válvula PV-5200 que es controlada por medio del controlador neumático local PIC-5200A o por medio del controlador configurado en el SDMC PIC-5200 asociado al transmisor indicador PIT-5200, se podrá seleccionar el modo de operación LOCAL/REMOTO por medio del selector configurado HS-5200. La línea 20”-GAM-5075-C-A06T1 contará con la válvula PV-5201 que es controlada por medio del controlador neumático local PIC-5201A o por medio del controlador configurado en el SDMC PIC-5201 asociado al transmisor indicador PIT-5201, se podrá seleccionar el modo de operación LOCAL/REMOTO por medio del selector configurado HS-5201. Para fines de esta filosofía se describirá solamente la operación del tren de compresión TC-5200A, siendo idéntica para todos los trenes de compresión.

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Primera etapa de compresión El gas amargo de alto contenido de N2 es recibido por medio de la línea 30”-GAM-5024A-CA06T1 y contará con la válvula de corte de 30” Ø XV-5200A y la válvula de igualación de 2” Ø XV-5201A. Por otro lado el gas amargo de bajo contenido de N2 es recibido por medio de la línea 30”-GAM-5023A- C-A06T1 y contará con la válvula de corte de 30” Ø XV-5202A y la válvula de igualación de 2” Ø XV-5203A. Las válvulas de corte XV-5200A y XV-5202A tienen la función para seleccionar el gas a comprimir o para aislar el tren de compresión en caso de paro y las válvulas de igualación XV-5201A y XV-5203A tienen la función de presurizar el tren de compresión durante el arranque o después de un paro despresurizado. El gas amargo a comprimir es alimentado al separador de succión FA-5200A para eliminar los condesados, el FA5200A contará con el indicador de presión PI-5202A, el transmisor indicador de presión PIT-5203A con señal al PLC, indicador de nivel LI-5200A y la válvula se seguridad PSV-5200A ajustada a 17.23 kg/cm² man. Los condensados separados son enviados por medio de la línea 2”-CA-5309A-C-A06T1 hacia el paquete de estabilización de condensados PA-5220, el nivel de líquido del tanque es controlado por medio de la válvula de control LV-5200A y el controlador configurado LIC-5200A asociado al transmisor indicador de nivel LIT-5200A con señal al PLC y tendrá las siguientes alarmas configuradas:  Punto de ajuste de la LAH-5200A: 350 mm contando desde el fondo, en incremento.  Punto de ajuste de la LAL-5200A: 150 mm contando desde el fondo en decremento. El FA-5200A contará además con el transmisor indicador de nivel LIT-5201A con señal al PSD y tendrá los siguientes interruptores configurados:  Punto de ajuste del LSHH-5201A: 400 mm contando desde el fondo, en incremento.  Punto de ajuste del LSLL-5201A: 100 mm contando desde el fondo en decremento. El interruptor LSHH-5201A causará paro del tren de compresión y el interruptor LSLL-5201A causará cierre de la válvula XV-5206A para evitar que el nivel continúe disminuyendo y se envié gas al paquete de estabilización de condensados PA-5220, una vez que se alcance el nivel normal del tanque (250 mm) la válvula XV-5006A abrirá. El gas separado es enviado al compresor GB-5200A por medio de la línea 30”-GAM-5027A- CA06T1, esta línea cuenta con indicación local de presión (PI-5204A) y temperatura (TI- 5201A),transmisores indicadores de presión (PIT5205A) y presión diferencial (PDIT-5202A) con señal al PLC/PSD, y medidor de flujo en el ojo del impulsor (FE/FIT5200A) y temperatura (TE-5200A) con señal al control anti surge (ASC-5200A). El gas comprimido a la salida del GB-5200A es enviado al enfriador de interetapa EC-5200A por medio de la línea 20”-GAM-5028A-C-D02T1, esta línea cuenta con indicación local de presión (PI-5208A) y temperatura (TI-5203A), transmisor indicador de presión (PIT-5207A) y elemento de temperatura (TE-5202A) con señal al PLC/PSD, y transmisor de presión (PIT- 5209A) y elemento de temperatura (TE-5204A) con señal al Control anti surge (ASC5200A). Esta línea contara además con la válvula se seguridad PSV-5201A ajustada a 57.5 kg/cm² man para proteger el enfriador EC-5200A.

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El gas comprimido es enfriado en el EC-5200A a 52 °C, la temperatura es controlada por medio del controlador configurado TIC-5205A asociado al elemento de temperatura TE- 5205A ubicado en la línea de salida del enfriador 20”-GAM-5029A-C-D02T1, además se contará con el indicador TI-5207A y el elemento de temperatura TE-5206A con señal al PSD. A la salida del enfriador EC-5200A se derivará la línea 12”-GAM-5041A-C-D02T1 en la cual se encuentra instalada la válvula de anti surge FV-5402A de 10”Ø y la válvula fast stop FV- 5401A de 12”Ø. La función de la válvula anti-surge es proteger al compresor de las condiciones dañinas del surge, así como también proporcionar una vía de recirculación durante la puesta en servicio del tren de compresión y durante periodos de baja carga o demanda de gas. La válvula fast stop es utilizada durante los paros de emergencia de la turbomaquinaria. En ambos casos el gas es recirculado a la entrada del separador de succión FA-5200A. Segunda etapa de compresión El gas frío es alimentado al separador de interetapa FA-5201A para eliminar los condensados generados durante el enfriamiento, el FA-5201A contará con el indicador de presión PI- 5210A, el transmisor indicador de presión PIT5211A con señal al PLC, indicador de nivel LI- 5202A y la válvula se seguridad PSV-5202A ajustada a 57.5 kg/cm² man. Los condensados separados son enviados por medio de la línea 3”-CA-5313A-C-D02T1 hacia el paquete de estabilización de condensados PA-5220, el nivel de líquido del tanque es controlado por medio de la válvula de control LV-5202A y el controlador configurado LIC- 5202A asociado al transmisor indicador de nivel LIT-5202A con señal al PLC y tendrá las siguientes alarmas configuradas:  Punto de ajuste de la LAH-5202A: 400 mm contando desde el fondo, en incremento.  Punto de ajuste de la LAL-5202A: 200 mm contando desde el fondo en decremento. El FA-5201A contará además con el transmisor indicador de nivel LIT-5203A con señal al PSD y tendrá los siguientes interruptores configurados:  Punto de ajuste del LSHH-5203A: 500 mm contando desde el fondo, en incremento.  Punto de ajuste del LSLL-5203A: 100 mm contando desde el fondo en decremento. El interruptor LSHH-5203A causará paro del tren de compresión y el interruptor LSLL-5203A causará cierre de la válvula XV-5207A para evitar que el nivel continúe disminuyendo y se envié gas al paquete de estabilización de condensados PA-5220, una vez que se alcance el nivel normal del tanque (300 mm) la válvula XV-5207A abrirá. El gas separado es enviado al compresor GB-5201A por medio de la línea 20”-GAM-5031A- CD02T1, esta línea cuenta con indicación local de presión (PI-5212A) y temperatura (TI- 5209A), transmisores indicadores de presión (PIT-5213A) y presión diferencial (PDIT- 5211A) con señal al PLC/PSD, y medidor de flujo en el ojo del impulsor (FE/FIT-5201A) y temperatura (TE-5208A) con señal al control anti surge (ASC-5201A). El gas comprimido a la salida del GB-5201A es enviado al enfriador de descarga EC-5201A por medio de la línea 16”GAM-5032A-C-D02T1, esta línea cuenta con indicación local de presión (PI-5216A) y temperatura (TI-5212A), transmisor indicador de presión (PIT-5217A) y elemento de temperatura (TE-5211A) con señal al PLC/PSD, y transmisor de presión (PIT-5215A) y elemento de temperatura (TE-5210A) con señal al control anti surge 01G-00M-09-001-F01 Rev. 5

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(ASC- 5201A). Esta línea contará además con la válvula se seguridad PSV-5203A ajustada a 90.2 kg/cm² man para proteger el enfriador EC-5201A. El gas comprimido es enfriado en el EC-5201A a 52 °C, la temperatura es controlada por medio del controlador configurado TIC-5218A asociado al elemento de temperatura TE- 5218A ubicado en la línea de salida del enfriador 16”-GAM-5033A-C-D02T1, además se contará con el indicador TI-5219A y el elemento de temperatura TE-5220A con señal al PSD. A la salida del enfriador EC-5200A se derivará la línea 10”-GAM-5043A-C-D02T1 en la cual se encuentra instalada la válvula de anti surge FV-5404A de 6”Ø y la válvula fast stop FV-5403A de 6”Ø. El gas a la salida de estas válvulas es recirculado a la entrada del separador de interetapa FA-5201A. El gas frío se alimentado al separador de descarga FA-5202A para eliminar los condesados generados durante el enfriamiento, el FA-5202A contará con el indicador de presión PI-5218A, el transmisor indicador de presión PIT-5219A con señal al PLC, indicador de nivel LI- 5204A y la válvula se seguridad PSV-5204A ajustada a 90.2 kg/cm² man. Los condensados separados son enviados por medio de la línea 4”-CA-5316A-C-A06T1 hacia el paquete de estabilización de condensados PA-5220, el nivel de líquido del tanque es controlado por medio de la válvula de control LV-5204A y el controlador configurado LIC- 5204A asociado al transmisor indicador de nivel LIT-5204A con señal al PLC y tendrá las siguientes alarmas configuradas:  Punto de ajuste de la LAH-5204A: 500 mm contando desde el fondo, en incremento.  Punto de ajuste de la LAL-5204A: 200 mm contando desde el fondo en decremento. El FA-5202A contará además con el transmisor indicador de nivel LIT-5205A con señal al PSD y tendrá los siguientes interruptores y alamas configuradas:  Punto de ajuste de la LAH-5205A: 500 mm contando desde el fondo, en incremento.  Punto de ajuste del LSLL-5205A: 100 mm contando desde el fondo en decremento. El interruptor LSLL-5205A causará cierre de la válvula XV-5208A para evitar que el nivel continúe disminuyendo y se envié gas al paquete de estabilización de condensados PA-5220, una vez que se alcance el nivel normal del tanque (400 mm) la válvula XV-5008A abrirá. El gas separado sale del FA-5202A por medio de la línea 16”-GAM-5034A-C-D02T1, esta línea cuenta con el interruptor de presión PSLL-5220A, medidor de flujo FE/FIT-5202A con señal al PLC, elemento de temperatura TE5213A con señal al PLC e indicador de temperatura TI- 5214A. De la línea 16”-GAM-5034A-C-D02T1 se deriva la línea 4”-GAM-5053A-C-D02T1 que cuenta con la válvula UV-5500A, la operación de apertura de esta válvula, se activará en caso de emergencia, provocando el paro despresurizado del tren de compresión, enviando la masa contenida en el tren de compresión al cabezal de desfogue. De igual menara la línea 2”-GAM- 5062A-C-D02T1 se deriva de la línea de salida del FA-5202A, la cual cuenta con la válvula UV5501A, la operación de apertura de la válvula UV-5501A, se activará en caso de que se active el interruptor por muy baja presión PSLL-5220A previa apertura de la válvula UV- 5500A.

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El gas de salida del tren de compresión TC-5200A es enviado a los cabezales de descarga de gas amargo de alto N2 (20”-GAM-5035-C-D02T1) o bajo N2 (20”-GAM-5036-C-D02T1) por medio de las líneas 16”-GAM-5034A-C-D02T1 y 16”-GAM-5037A-C-D02T1 respectivamente. Las líneas 16”-GAM-5034A-C-D02T1 y 16”-GAM-5037A-C-D02T1 contarán con las válvulas de corte XV-5205A y XV-5204A para seleccionar a que cabezal se descargará el gas comprimido. Los cabezales de gas amargo de alto N2 y bajo N2 alimentan a los paquetes de medición de gas PA-5600B y PA5601B respectivamente. Sistema de acondicionamiento de gas de sello El tren de compresión incluye un paquete de acondicionamiento de gas de sello PA-5201A, para apoyar la operación de los sellos en tándem de gas seco del compresor. El paquete PA- 5201A es controlado por PLC local y contará con comunicación del PLC de la turbomaquinaria. El gas de sello es extraído de la línea de salida del separador de descarga FA-5202A y durante el arranque se podrá utilizar gas combustible de la salida del paquete de medición de gas combustible. El gas de sello es filtrado por medio de los filtros coalescedores de gas de sello MAK-110A y MAK-120A (uno en operación y uno en espera), el gas filtrado es calentado por medio de los calentadores eléctricos de gas de sello HAP130A y HAP-140A (uno en operación y uno en espera), el gas acondicionado es alimentado a los sellos de gas seco primario usando control de flujo y de presión. Los sellos de gas seco primarios están diseñados para liberar gas continuamente de sistema de desfogue de alta presión. La cámara entre los sellos primario y de respaldo de gas seco es purgado con aire, y la purga de aire de los sellos de respaldo son venteados a la atmósfera. 1.7. Sistema de medición de salida de gas amargo de bajo contenido de N2 El gas amargo de bajo contenido de N2 proveniente de los trenes de compresión TC-5200A-D es medido por medio del patín de medición de gas de bajo N2 PA-5601B con una capacidad de 450 MMPCD, el paquete será para transferencia de custodia y contará con dos trenes de medición, uno en operación y uno en espera, cada tren tendrá el 100% de capacidad del flujo total. Los trenes de medición serán alimentados por el cabezal 16”-GAM-PA5601B-01-C-D02T1, cada tren de medición contará con un acondicionador de flujo, un medidor de flujo, dos transmisores indicadores de presión, dos transmisores indicadores de temperatura, un indicador de temperatura y un indicador de presión. Los medidores de flujo son tipo dual, contarán con dos elementos de flujo y dos transmisores de flujo, la función del primer elemento de flujo es la de medir y el segundo medidor verificará la medición del primero. A continuación, se enlista la instrumentación asociada a los trenes de medición: Tren de medición

FX

#1 #2

5006 5007

Tabla 5. Instrumentación Asociada a los Trenes de Medición (Bajo contenido de N 2) TIT FE/FIT PIT FE/FIT PIT TIT (Medición) (Medición) (Medición) (Verificación) (Verificación) (Verificación)

5006A 5007A

5023A 5025A

5018A 5010A

5006B 5007B

5023B 5025B

5018B 5025B

TI

PI

5019 5021

5022 5024

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Las señales de todos instrumentos FIT, PIT y TIT serán enviadas a los computadores de flujo FQI-5006 y FQI-5007, los computadores de flujo operarán de manera redundante y estarán ubicados en el cuarto de control de la plataforma. En los computadores de flujo desplegaran en pantalla la composición obtenida por el cromatógrafo de gases como AI-5003. A continuación, se enlista los instrumentos configurados asociados a los trenes de medición: Tren de medición #1 #2

Tabla 6. Instrumentación Asociada a los Trenes de Medición FQI-5001 y FQI-5002 (Alto contenido de N2) FQI FI PI TI FQI FI PI TI (Medición) (Medición) (Medición) (Medición) (Verificación) (Verificación) (Verificación) (Verificación) 5006 5006A 5023A 5018A 5006B 5006B 5023B 5018B 5007 5007A 5025A 5010A 5007B 5007B 5025B 5025B

Los dos trenes descargaran a al cabezal 16”-GAM-PA5601B-04-C-D02T1 y el gas amargo es enviado hacia la plataforma E-KU-A2 por medio de la línea 20”-GAM-5058-C-D02T1. En la línea 20”-GAM-5058-C-D02T1 se encuentra instalado el cromatógrafo de gases AE/AIT-5003 el cual analizará el gas de salida del paquete, este enviará señal a los computadores de flujo FQI-5006/5007. Los computadores de flujo FQI-5006 y FQI-5007 son comunes para los trenes de medición de gas amargo de bajo y alto N2 PA-5600B y PA-5601B. En el límite de plataforma CA-KU-A1, se encuentra la válvula SDV-5006 para cortar él envió de gas amargo hacia la plataforma E-KU-A2 en caso de emergencia. 1.8. Sistema de Medición de Salida de Gas Amargo de Alto Contenido de N2. El gas amargo de alto contenido de N2 proveniente de los trenes de compresión TC-5200A-D es medido por medio del Patín de medición de gas de alto N2 PA-5600B con una capacidad de 450 MMPCD, el paquete será para transferencia de custodia y contará con dos trenes de medición, uno en operación y uno en espera, cada tren tendrá el 100% de capacidad del flujo total. Los trenes de medición serán alimentados por el cabezal 16”-GAM-PA5600B-01-C-D02T1, cada tren de medición contara con un acondicionador de flujo, un medidor de flujo, dos transmisores indicadores de presión, dos transmisores indicadores de temperatura, un indicador de temperatura y un indicador de presión. Los medidores de flujo son tipo dual, contarán con dos elementos de flujo y dos transmisores de flujo, la función del primer elemento de flujo es la de medir y el segundo medidor verificará la medición del primero. A continuación, se enlista la instrumentación asociada a los trenes de medición: Tren de medición #1 #2

Tabla 7. Instrumentación Asociada a los Trenes de Medición (Bajo contenido de N 2). FE/FIT PIT TIT FE/FIT PIT TIT FX (Medición) (Medición) (Medición) (Verificación) (Verificación) (Verificación) 5009 5009A 5029A 5024A 5009B 5029B 5024B 5010 5010A 5031A 5026A 5010B 5031B 5026B

TI

PI

5026 5027

5028 5030

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Los dos trenes descargaran´al cabezal 16”-GAM-PA5600B-04-C-D02T1 y el gas amargo es enviado hacia la plataforma E-KU-A2 por medio de la línea 20”-GAM-5070-C-D02T1. En la línea 20”-GAM-5070-C-D02T1 se encuentra instalado el cromatógrafo de gases AE/AIT-5004 el cual analizará el gas de salida del paquete, este enviará señal a los computadores de flujo FQI-5006/5007. En el límite de plataforma CA-KU-A1, se encuentra la válvula SDV-5007 para cortar él envió de gas amargo hacia la plataforma E-KU-A2 en caso de emergencia. 1.9. Sistema de Estabilización de Condensados de Compresión La plataforma contará con un sistema de estabilización de condensados con capacidad para manejar los condensados generados durante la compresión del gas amargo y contará con dos etapas de estabilización. El sistema consiste en los siguientes componentes mayores: Los condensados generados por la compresión del gas amargo serán estabilizados de una presión de 79.0-29.0 kg/cm2 man a 4.0 kg/cm2 man. Los vapores producto de la estabilización serán reintegrados a los compresores de gas amargo. Los condensados estabilizados serán bombeados a 6.0 kg/cm2 man para medir su flujo en calidad de transferencia de custodia y ser entregados a PEP en la plataforma E-Ku-A2. Paquete de estabilización de condensados PA-5220  Separador de condensados de 1era etapa FA-5220  Separador de condensados de 2da etapa FA-5221  Bombas de condensados GA-5221/R El paquete de estabilización de condensados es gobernado por el SDMC de la plataforma. Separador de condensados de 1era etapa FA-5220. Los condensados provenientes de los separadores de interetapa FA-5201A-D y los separadores de descarga FA5202A-D entrarán al Separador de condensados de 1era etapa FA-5220 por medio de la línea 8”-CA-5318-C-A06T1 la cual contará con la válvula SDV-5220 la cual cerrará en caso de emergencia. El separador FA-5220 contará con el indicador de presión PI-5242, indicador de nivel LI-5241 y la válvula de seguridad PSV-5240 ajustada a 17.5 kg/cm² man. La presión será controlada por medio del transmisor indicador de presión PIT5240, el controlador de presión configurado PIC-5240 y la válvula de control PV-5240, el punto de ajuste del PIC-5240 es de 14 kg/cm² man, presión a la cual la válvula PV-5240 abrirá para enviar gas al sistema de desfogue, se contará además con las alarmas configuradas por alta presión [email protected] kg/cm² man y por baja presión [email protected] kg/cm² man. El nivel del separador FA-5220 es controlado por medio del transmisor indicador de nivel LIT-5240, el controlador de nivel configurado LIC-5240 y la válvula de control LV-5240. La válvula LV-5240 enviará los líquidos separados en el FA-5220 hacia el separador de condensados de 2da etapa FA-5221. El controlador LIC-5240 contara con dos alarmas configuradas por alto y bajo nivel LAH-5240 y LAL-5240 respectivamente y un interruptor por muy bajo nivel LSLL5240 que cerrará la válvula XV-5240 para evitar que el nivel de líquido continúe disminuyendo, una vez que se alcance el nivel normal la válvula abrirá.

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El gas separado es enviado a la succión de los compresores por medio de la línea 6”-GAM- 5049-C-A06T1, esta línea contara con la válvula SDV-5222 para dejar de enviar gas recuperado a los compresores en caso de emergencia. El tanque FA-5220 operará a la presión de succión del cabezal de gas amargo (alto N 2 o bajo N2) al cual este alineado, preferentemente al cabezal de succión de bajo N2, en caso de no encontrarse en operación o si el operador lo decide se alineará al cabezal de succión de alto N2. Evaporador de condensados de 2da etapa FA-5221 El separador de condensados de 2da etapa FA-5221 recibe los condensados separados en el FA-5220 y los condensados provenientes de los separadores de succión FA-5200A-D. El separador FA-5221 contará con el indicador de presión PI-5243, indicador de nivel LI-5244 y la válvula de seguridad PSV-5241 ajustada a 6 kg/cm² man. La presión será controlada por medio del transmisor indicador de presión PIT5241, el controlador de presión configurado PIC-5241 y la válvula de control PV-5241, el punto de ajuste del PIC-5241 es de 4.5 kg/cm² man, presión a la cual la válvula PV-5240 abrirá para enviar gas al sistema de desfogue, se contará además con las alarmas configuradas por alta presión [email protected] kg/cm² man y por baja presión [email protected] kg/cm² man. El gas separado es enviado al paquete de recuperación de vapores PA-5250 por medio de la línea 4”-GAM-5061-CA06T1 a una presión normal de 4.0 kg/cm² man. El nivel del separador FA-5221 es controlado por medio del transmisor indicador de nivel LIT-5243, los controladores de nivel configurados LIC-5243 y LIC-5243A, las válvulas de control LV-5241 y LV-5242 y las bombas de condensados GA-5221/R. Los líquidos separados son bombeados por las bombas GA-5221/R (una en operación y una de relevo) que están gobernadas por el controlador LIC-5243, este controlador contara con tres interruptores configurados por alto nivel LSH-5243, bajo nivel LSL-5243 y muy bajo nivel LSLL-5243. Cuando se active el interruptor LSH-5243 enviará señal de arranque a la bomba de relevo solo si la bomba principal no se encuentra en operación, el interruptor LSL-5243 enviará señal de paro a la bomba en operación, la bomba principal arrancará una vez que se alcance el nivel normal de líquido. Cuando se active el interruptor LSLL-5243 se enviará señal de cierre a la válvula XV-5241 ubicada en la succión de las bombas GA-5221/R, una vez que se alcance el nivel normal de líquido la válvula abrirá. La válvula de control LV-5243 está ubicada en la línea de salida de condensados bombeados y la válvula LV-5243A está ubicada en la línea de recirculación hacia el separador FA-5221, estas operarán de manera inversa. Cuando el nivel de líquido en el FA-5221 aumente la válvula LV-5243 tenderá a abrir para permitir la salida de una mayor cantidad de líquidos y la válvula LV-5243A tenderá a cerrar para restringir la recirculación hacia el FA-5221. Cuando el nivel de líquido en el FA-5221 disminuya la válvula LV-5243 tenderá a cerrar para impedir la salida de líquidos y la válvula LV5243A tenderá a abrir para recircular líquidos hacia el FA- 522. El FA-5221 contará además con un transmisor indicador de nivel LIT-5245 con señal al SPPE, contará con el interruptor configurado LSHH-5245 que causará paro del paquete. Bombas de condensados GA-5221/R Las bombas de condensados GA-5221/R descargarán a una presión de 8.4 kg/cm² man, contarán en su descarga con los indicadores de presión PI-5244/R y un transmisor indicador de presión común PIT-5246 con señal al SDMC y alarma configurada [email protected] kg/cm² man. Los líquidos son enviados al paquete de medición de condensados PA-5225 por medio de la línea 6”-CA-5320-C-A06T1. 01G-00M-09-001-F01 Rev. 5

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Las bombas GA-5221/R contarán con el selector local HS-5242/R para elegir el modo de operación LOCAL/REMOTO/FUERA. Cuando las bombas GA-5221/R se encuentren en modo LOCAL, solo podrán operadas por medio de las botoneras locales. Bomba GA-5221

GA-5221R

Tabla 8. Instrumentación local de bombas de condensados GA-5221/R Instrumento local Descripción HS-5242 Selector LOCAL/REMOTO/FUERA PB-5242 Botón de arranque PB-5243 Botón de paro XL-5241 Indicador de estado OPERACIÓN/PARO (verde/rojo) HS-5242R Selector LOCAL/REMOTO/FUERA PB-5242R Botón de arranque PB-5243R Botón de paro XL-5241R Indicador de estado OPERACIÓN/PARO (verde/rojo)

Cuando las bombas GA-5221/R se encuentren en modo REMOTO, solo podrán ser operadas desde el SDMC. En el SDMC cada bomba contara con el selector HS-5240/R para elegir el modo de operación AUTOMÁTICO/MANUAL. Cuando las bombas se encuentren en modo MANUAL, solo podrán ser operadas por medio de los botones configurados: Bomba GA-5221/R

GA-5221

GA-522IR

Tabla 9. Operación de las bombas GA-5221/R y en modo manual Instrumento local Descripción HS-5241 Selector GA-5221 / GA-5221R HS-5240 Selector AUTOMÁTICO/MANUAL PB-5240 Botón de arranque PB-5241 Botón de paro IL-5240 Indicador de estado PARO IL-5241 Indicador de estado EN OPERACIÓN IL-5242 Indicador de estado LOCAL/REMOTO HS-5240R Selector AUTOMÁTICO/MANUAL PB-5240R Botón de arranque PB-5241R Botón de paro IL-5240R Indicador de estado PARO IL-5241R Indicador de estado EN OPERACIÓN IL-5242R Indicador de estado LOCAL/REMOTO

El modo de operación normal de las bombas es REMOTO-AUTOMÁTICO, de esta manera el SDMC por medio del controlador LIC-5243 gobernará el arranque y paso de las bombas GA- 5221/R.

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En cualquier modo de operación, el interruptor LSL-5243 parará o no permitirá el arranque de las bombas GA-5221/R. 1.10. Sistema de Medición de Condensados Estabilizados Los condensados provenientes del Paquete de estabilización de condensados PA-5220 son enviados al Paquete de medición de condensados estabilizados PA-5225 por medio de la línea 6”-CA-5320-C-A06T1. El paquete PA-5225 cuenta con una capacidad de 12,000 BPD, el paquete será para transferencia de custodia y contará con tres trenes de medición, uno en operación, uno en espera y un tren de medición maestro para comprobación, cada tren tendrá el 100% de capacidad del flujo total. Los trenes de medición serán alimentados por el cabezal 6”-CA-PA5225-01-C-A06T1, cada tren de medición contará con un acondicionador de flujo, un medidor de flujo, un transmisor indicador de presión, un transmisor indicador de temperatura, un indicador de temperatura y un indicador de presión. El tren maestro podrá ser alimentado cuando sea requerido por los trenes de medición y contará con la misma instrumentación que los trenes de medición. A continuación, se enlista la instrumentación asociada a los trenes de medición: Tabla 10. Instrumentación asociada al sistema de Medición de Condensados Tren de medición #1 #2 Maestro

FX

FE/FIT

PIT

TIT

TI

PI

5240 5241 5242

5240 5241 5242

5248 5250 5252

5240 5242 5244

5241 5243 5245

5247 5249 5251

Las señales de todos instrumentos FIT, PIT y TIT serán enviadas a los computadores de flujo FQI-5240 y FQI-5241, los computadores de flujo operarán de manera redundante y estarán ubicados en el cuarto de control de la plataforma. En los computadores de flujo desplegarán en pantalla la densidad de los condensados por medio del transmisor indicador de densidad DIT-5240 ubicado en la línea de salida del paquete 6”-CA-PA5225-04-C-A06T1. A continuación, se enlista los instrumentos configurados asociados a los trenes de medición: Tabla 11. Configuración de la Instrumentación asociada al sistema de Medición de Condensados Tren de medición FQI FI TI PI #1 #2 Maestro

5240 5241 5242

5240 5241 5242

5240 5242 5244

5248 5250 5252

Los tres trenes descargarán a al cabezal 6”-CA-PA5225-04-C-A06T1 y los condesados estabilizados son enviados a la plataforma E-KU-A2 por medio del cabezal de condensados 6”- CA-5321-C-A06T1. A este cabezal se integran los condensados provenientes del slug cátcher de bajo N2 (4”-CA-5301-C-A06T1), los condensados del slug cátcher de alto N2 (6”-CA-5305- CA06T1), los condensados del paquete de drenaje cerrado PA-5480 (2”-DC-5374-C-A06T1) y los condensados de las bombas de desfogue GA-7001/R (3”-CA-5323-C-A06T1). En el límite de la plataforma se encuentra la válvula SDV-5240 la cual cerrará en caso de paro de la plataforma.

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1.11. Sistema de Recuperación de Vapores La plataforma contará con un Paquete de recuperación de vapores para comprimir los vapores generados durante la estabilización de los condensados y enviarlos a los cabezales de sección de los compresores TC-5200A-D a un rango de presión de 7.5-13.5 kg/cm² man. El Paquete consiste en los siguientes componentes mayores:  Separador de succión FA-5250  Compresión de recuperación de vapores GB-5250 El paquete de recuperación de vapores será gobernado por el PLC del paquete ubicado en el tablero de control local y se comunicará con el SDMC y el SPPE de la plataforma. El gas proveniente del separador FA-5221 es enviado al paquete PA-5250 por medio de la línea 4”-GAM-5061-CA06T1, esta línea contará con la válvula SDV-5250 que cortará el suministro de gas en caso de paro de paquete. A esta línea se le inyectará inhibidor de corrosión proveniente del paquete de inyección de inhibidor de corrosión PA5502 por medio de la línea ¾”-IC-5552-C-B61T3. Dentro del PA-5250, la línea de entrada 4”-GAM-PA5250-01-C-A06T1 contará con el testigo de corrosión TEC-5250. La presión en la línea de entrada al FA-5250 se mantiene a por lo menos 4.0 kg/cm² man por medio de la línea de recirculación 2”-GAM-PA5250-05-C-A06T1 que contará con la válvula de control PV-5254 y el transmisor indicador de presión PIT-5354, la válvula es controlada por medio del controlador de presión configurado PIC-5254 y recirculará gas amargo en caso de que se presente baja presión en la sección del compresor. El gas es alimentado al separador de sección FA-5250 para eliminar los posibles condensados generados durante el transporte o recirculación del gas. El separador FA-5250 contará con el indicador de presión PI-5253, un transmisor indicador de presión con señal al PLC PIT-5256, indicadores de nivel LI-5252 y LI-5250, y la válvula de seguridad PSV-5250 ajustada a 10.6 kg/cm² man. El nivel de líquido será controlado por medio del transmisor indicador de nivel LIT-5253 y la válvula de control LV-5253. La válvula LV-5253 es ON/OFF y es gobernada por los interruptores de nivel LSH-5253 para apertura y LSL-5253 para cierre. Se contará además con un transmisor indicador de nivel LIT-5251 con señal al PSD del paquete, el interruptor configurado LSLL-5251 enviará señal de cierre a la válvula XV-5250 ubicada aguas abajo de la válvula LV-5253, la válvula abrirá una vez que se active el interruptor configurado LSL5251, el interruptor configurado LSHH-5251 causará paro del paquete. El gas separado en el FA-5250 es enviado hacia el compresor de recuperación de vapores GB- 5250 por medio de la línea 4”-GAM-PA5250-02-C-A06T1, esta línea tendrá instalado un filtro strainer con un transmisor indicador de presión diferencial PDIT-5250 con señal al PLC/PSD, indicador de temperatura TI-5250, elemento de temperatura TE-5253 conectado al PLC/PSD, indicador de presión PI-5255 y transmisor indicador de presión con señal al PLC/PSD. En la descarga del compresor se cuenta con el indicador de presión PI-5260, el transmisor indicador de presión PIT5258 con señal al PLC/PSD, el elemento de temperatura TE-5251 conectado al PLC/PSD y el indicador de temperatura TI-5352. Se contará además con la válvula de seguridad PSV5251 ajustada a 16 kg/cm² man en caso de que se bloquee la descarga de compresor, válvula de venteo al cabezal de desfogue UV-5255 para paro despresurizado, válvula de venteo atmosférico UV-5256 para paro despresurizado accionada por el interruptor de presión físico PSLL-5256, medidor de flujo para referencia FE/FIT-5251 con señal al PLC y el testigo de corrosión TEC-5251.

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El vapor recuperado es enviado a la succión de los compresores por medio de la línea 4”-GAM-5051-C-A06T1, esta línea contará con la válvula SDV-5251 para dejar de enviar vapor recuperado a los compresores en caso de emergencia. El compresor GB-5250 descargará a la presión de succión del cabezal de gas amargo (alto N2 o bajo N2) al cual este alineado, preferentemente al cabezal de succión de bajo N2, en caso de no encontrarse en operación o si el operador lo decide se alineará al cabezal de succión de alto N2.

IX.3 Plano de arreglo general de la instalación. En el Anexo 3 se presenta el plano de la instalación.

IX.4. Descripción de las características del entorno. Flora El componente vegetal en el área está integrado por tres grupos principales: el fitoplancton caracterizado principalmente por las algas verdes (Chlorophyceae) y algas verdeazules (Cyanophyceae), ambos grupos con una distribución cosmopolita dentro del Golfo de México; el grupo de macroalgas conformado por las algas verdes (Chlorophytas), pardas (Phaeophytas) y rojas (Rhodophytas), que pueden formar grandes colonias sobre el lecho marino o en sustratos rocosos (playas o arrecifes), o bien ser libres flotadoras, como los sargazos; el último grupo está representado por las fanerógamas marinas denominadas comúnmente como pastos marinos o ceibadales, ya que pueden formar extensas praderas marinas debido a que se extienden hasta el límite más profundo donde penetra la luz sobre el fondo oceánico, es decir, son de hábitat bentónico y se extienden por la plataforma continental dentro de la región nerítica. Estos pastos marinos ofrecen un amplio conjunto de microhábitats para la fauna bentónica y nerítica. Los géneros principales en el área son: Ruppia, Halodule, Halophila, Syringodium y Thalassia, éste último el más abundante en el continente americano y el que forma las praderas más extensas. Fauna La fauna que se distribuye sobre la zona de estudio está conformada principalmente por especies de invertebrados, los más representativos por su distribución, diversidad y abundancia sobre la plataforma continental son los moluscos y crustáceos, seguidos por los vertebrados superiores (reptiles, peces y mamíferos). Los peces, particularmente los pertenecientes al grupo de los Teleósteos son los de mayor distribución y diversidad en la plataforma continental; en menor proporción se encuentran los Elasmobránquios (tiburones) con un número reducido de especies, aunque con una amplia distribución sobre la zona litoral del Golfo de México; los reptiles en la zona de estudio están representados por cinco especies de tortugas marinas (Lepidochelys kempii, Chelonia mydas, Dermochelys coriacea, Caretta y Eretmochelys imbricata), todas incluidas en la Norma Oficial Mexicana NOM-059-SEMARNAT-2010, catalogadas en peligro de extinción, las cuales regresan generalmente una o dos veces al año, al mismo sitio de desove y anidamiento, trazando patrones regulares en sus rutas migratorias. Respecto a los mamíferos marinos, las especies que concurren ocasionalmente en la zona de estudio corresponden al grupo de los delfines y ballenas, estas últimas realizando grandes migraciones a lo largo del Golfo de México y el Océano Atlántico, debido a la manifestación de conductas reproductivas y/o alimentarias. A continuación, se presentan los datos climatológicos del último año, de acuerdo a los datos de CONAGUA.

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Condiciones meteorológicas. Presión barométrica Atmósfera corrosiva Principales contaminantes Temperatura ambiente Máxima extrema Mínima extrema Temperatura máxima promedio Temperatura mínima promedio Temperatura promedio anual Temperatura de bulbo húmedo Humedad Humedad relativa, máx Humedad relativa, min Humedad promedio

Tabla 12. Características climáticas Precipitación pluvial 760 mmHg Máxima por hora Sí Máxima en 24 horas Brisa marina Anual media Vientos 48.0°C (118.4°F) Vientos reinantes 10.0°C (50.0°F) Vientos dominantes 30.5°C (86.9°F) Velocidad media 22.0°C (71.6°F) Velocidad máxima 28.0°C (82.4°F) 29.0°C (84.2°F)

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295.0 mm de agua 154.5 mm de agua 163.3 – 209.7 mm de agua de E-W; SE-NW; NE-SW de Noroeste a sur >40 km/h (normal) 220 km/h (huracán)

95.5% 75.0% 80.3 % Fuente: CONAGUA

Medio físico El área de estudio correspondiente cuenta con clima cálido subhúmedo (Aw), el cual se caracteriza por presentar lluvias en verano de mayor humedad, su promedio de lluvia total anual va de 1,500 a 2,000 mm. La temperatura media anual sobre la línea de costa del Golfo va desde los 24°C hasta los 30°C, observándose una variación en el gradiente de temperatura de oeste a este, con una oscilación de un grado; siendo el promedio anual en la región de 26.6°C. En cuanto a las características climatológicas marinas, estas están determinadas por las condiciones atmosféricas ya que las condiciones de salinidad, densidad y temperatura que presenta el mar dentro de la zona de estudio, tienen mínimas fluctuaciones a lo largo de año, que son influenciadas por los fenómenos atmosféricos que inciden en la zona de estudio (huracanes, tormentas tropicales y “nortes”) y por las principales corrientes oceánicas que existen en el Golfo de México que son: la “corriente del lazo”, la “corriente de Yucatán” y la “corriente del Golfo”, las cuales desplazan grandes masas de agua desde el mar Caribe hacia el Atlántico, generando un importante intercambio de energía y nutrientes entre estos dos grandes sistemas oceánicos. Huracanes Los ciclones tropicales más conocidos como huracanes se forman en el hemisferio norte en las regiones oceánicas ecuatoriales al Norte de los 5,0° de latitud, desde mayo hasta principios de noviembre. La evolución de los huracanes está condicionada a la cantidad de energía liberada en forma de calor de modo que las aguas tibias del Golfo de México proporcionan una gran cantidad de vapor de agua que actúa como vivificador de los mismos. Existe un promedio de 9 huracanes al año y tienen un diámetro cuya variación se ha medido entre 180,0 y 930,0 km. La sonda de Campeche es una de las cuatro zonas formadoras de huracanes en México; inicia su actividad en junio, formándose sistemas lluviosos que poco a poco se intensifican, de modo que, en julio, configuran verdaderas tormentas y ciclones que suelen dirigirse hacia el Noroeste.

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Los huracanes que se caracterizan por fuertes vientos que sobrepasan los 120,0 km/h, así como lluvias intensas que pueden registrar hasta 1 000,0 mm, sobre todo en el mes de septiembre; mes en el que son más frecuentes, pudiendo ocasionar cierto descontrol en caso de presentarse algún derrame, debido a que por sus características sería prácticamente imposible actuar con rapidez, afectando el área de derrame y dificultando así su recuperación. Zonas vulnerables de acuerdo con los radios de afectación del peor escenario El escenario con los mayores radios de afectación (pérdida de sello en el recipiente FA-5220, E.5 CMP) presenta como resultado un radio de 113.73 m (en caso de radiación de 1.4 kW/m2) y de 77.28 m. (en caso de sobrepresión de 5.0 kW/m2). La vulnerabilidad se refiere al impacto o daño de fenómeno natural o emergencia provocada por actividades antropogénicas sobre la sociedad, las personas, la infraestructura o el medio ambiente. Debido al tipo de sustancia manejada (gas) y a las características del sitio (mar), no se esperan, NO se presentaría un impacto negativo sobre Áreas Naturales Protegidas ni asentamientos humanos. Los diagramas de pétalos resultantes de las simulaciones efectuadas a este escenario, se presenta en la siguiente figura.

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Figura 3 Diagrama de pétalos del escenario con los mayores radios de afectación Fuente: Estudio de riesgo ambiental, Proyecto Servicios de Compresión de Gas CA-KU-A1

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IX.5. Descripción de las características socioeconómicas Para la integración de los aspectos socioeconómicos, se consideraron datos referentes a los municipios de la zona costera que colinda con el área de influencia del proyecto, información particular de localidades ubicadas a la zona costera de Tabasco y Campeche. Región Económica. Los municipios de influencia del proyecto se encuentran dentro de la región económica “sureste”, la localidad de frontera del estado de Tabasco y Carmen, Campeche. La pesca es la actividad más importante en dichas áreas, ambas zonas, cuentan con puertos, que registran movimientos de barcos a nivel nacional, por ser eje de las labores de apoyo en cuanto al movimiento de personal, alimentación y materiales, principalmente el de Ciudad del Carmen, Campeche. Las especies con mayor demanda son: pigua, camarón, robalo y mojarra en Tabasco, mientras que en Campeche predomina el camarón, jurel y robalo. Además de contar en ambos estados, con pozos petroleros en producción y en desarrollo que, junto con los puertos, activan la derrama económica por su cercanía con la costa, ya que estos cuentan con un mayor movimiento de barcos que dan servicio a las plataformas de perforación instaladas frente a sus costas. Los núcleos de población que se encuentran cercanos al área de influencia del proyecto son los que pertenecen a los municipios Frontera, Tabasco y Carmen, Campeche. Número y densidad de habitantes por núcleo de población identificado. A continuación, en la Tabla 7, se presenta la población de hombres y mujeres por municipio.

Estado Tabasco Campeche

Tabla 13. Estadísticas de la población total en Campeche y Tabasco Población total Municipio Hombres Mujeres

Total

Centla

54,577

55,573

110, 150

Carmen

122,035

126,268

248,303

Fuente: INEGI. Anuario estadístico y geográfico de Tabasco 2017 y Campeche 2017.

Demografía. El sistema de compresión de gas CA-Ku-A1, se desarrollará frente a los límites fronterizos de los estados costeros de Tabasco y Campeche, en los municipios de Frontera y Carmen, respectivamente. Debe señalarse que físicamente el proyecto no se realizará en las localidades, sino enteramente en zona marina. Para el análisis de los factores socioeconómicos de las localidades costeras cercanas al área del proyecto, se tomaron en consideración los siguientes criterios: municipios que se ubican a lo largo de la línea de costa, cerca del área del proyecto y que de forma indirecta pudieran tener una interrelación con el proyecto. Municipios como Frontera, Tabasco y Carmen, Campeche, que cuentan con infraestructura petrolera de PEMEX y subcontratistas (puertos marítimos y aéreos, oficinas, almacenes, talleres, entre otros). Aspectos Económicos. En el área del proyecto, las actividades productivas que se llevan a cabo son la extracción de hidrocarburos y actividades pesqueras. En la carta pesquera nacional (2000), se estima la existencia de 264 especies capturadas en las aguas del Golfo de México, siendo el camarón, el tiburón, el atún, el mero, el pulpo, la langosta, el caracol rosado y la escama, las especies más importantes de la región. En el litoral del Golfo de México, el camarón es la tercera

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pesquería en cuanto a volumen; sin embargo, tanto el valor económico de la producción, como la infraestructura usada en su explotación y procesamiento, hacen a esta pesquería la más importante del litoral del Golfo y Caribe mexicanos. En Frontera, Tabasco, la actividad más importante en el municipio es la pesca, ya que tiene 80 km de litoral, el puerto representa el polo pesquero más importante del estado. Las especies con mayor demanda son: pigua, camarón, robalo y mojarra. La economía de Carmen, Campeche se sustenta en diversos sectores productivos, entre los que se encuentran el extractivo (petróleo), turismo, la pesca y la industria manufacturera; también el sector servicios y el comercio, contribuyen al producto interno campechano. En un radio de 500 m de la instalación no existen zonas naturales protegidas, ni asentamientos humanos (caseríos, poblaciones, etc.).

IX.6. Infraestructura, servicios de apoyo y zonas vulnerables Infraestructura y servicios de apoyo. A continuación, se hace una relación de la infraestructura y servicios con la se cuenta en los municipios de Frontera y Carmen para la atención de emergencia (bomberos, Hospitales, Clínicas, Servicios de Emergencia, etc.). Tabla 14. Directorio telefónico en Frontera, Tabasco. Directorio Telefónico de Emergencias en Frontera, Tabasco Nombre Presidencia Municipal Frontera Protección Civil Seguridad Pública Policía Estatal de Caminos Ministerio Público Comisión Federal de Electricidad Sistema Municipal de Agua Potable DIF Frontera Hospital Comunitario Hospital Naval Centro de Salud IMSS ISSSTE Capitanía de Puerto Frontera Tabasco Quinta Zona Naval Comandante de la Quinta Zona Naval

Teléfono 01 913 33 204 68 01 913 33 200 26 01 913 33 204 68 / Emergencia: 066 01 993 3 13 63 00 01 913 33 212 25 01 913 33 213 86 01 913 32 206 42 01 913-33-201-31 01 913 32 204 20 01 913 33 206 69 01 913 33 204 20 01 913 33 207 59 01 913 33 203 79 01-913-33 200-46 01-913-33 203-77 01 913 33 204 91 01 913 33 200 85 01 913 40 321 15

Fuente: http://www.proteccioncivil.gob.mx/en/ProteccionCivil/Mun_Paraiso

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Tabla 15. Directorio Telefónico de Emergencias Cd. del Carmen, Campeche Directorio Telefónico de Emergencias en Cd. del Carmen, Campeche. Nombre

Teléfono - Lada 01- 938

Presidencia Municipal Cd. Del Carmen

38 12870 Ext. 1137

Protección Civil

38 128 70, 38 24 26 6, 38 41 66 3, Ext. 2851

Comisión Federal

38 20523, 38 21181, (071)

Policía Municipal

38 20205, 38 21641 (066)

Ministerio Público

38 20677, 38 23910, 38 20678 (089)

P.F.P.

38 31784

Hospital General

38 27850, 38 27851

Hospital Naval

38 22941

Hospital PEMEX

38 23051

IMSS

38 20065, 38 20366

Cruz Roja

38 23130 (065)

ISSTE

38 24859

Cruz Ámbar

38 20750

Clínica San Miguel

11 21604,11 21605, 11 21606, 11 21607

Centro Médico Carmen

38 44300

Centro de Especialidades

38 2 6662

Torre Médica

38 22156, 38 27481

Bomberos Locales

38 44910 (060)

Bomberos de la Policía

38 20205

Bomberos PEMEX

38 112 00 Ext. 444

Capitanía de Puerto

38 21365, 38 23596

SMAPAC

38 21307, 38 23063, 38 23029

DIF

3821572

Radio Taxi

38 21151, 38 44821

Fuente: http://www.proteccioncivil.gob.mx/en/ProteccionCivil/Mun_Paraiso

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Tabla 16. Directorio Telefónico de PEMEX. Directorio telefónico de emergencias Petróleos Mexicanos Nombre

Teléfono

Conmutador de PEMEX (TELMEX).

01 938 381 12 00

Gerencia de servicios y seguridad física

411 (MARCAJE RÁPIDO)

Servicio médico PEMEX (micro)

2-61-10; 2-61-11; 2-61-12

Urgencias servicio médico (TELMEX).

01 938 382 30 51

Dirección servicio médico (TELMEX)

01 938 382 48 36

Bomberos PEMEX (micro)

444 (MARCAJE RÁPIDO) 2-52-13

ASEA

01 55 9126 0100

CNH

01 55 1454 8500 Fuente: http://www.proteccioncivil.gob.mx/en/ProteccionCivil/Mun_Paraiso

Zonas vulnerables. Como se mencionó anteriormente, en caso de presentarse un incendio, una explosión y/o una nube tóxica, NO tendría un impacto negativo sobre Áreas Naturales Protegidas ni asentamientos humanos ya que, como se presentó anteriormente, no se encuentra ninguno de los antes mencionados cerca a las instalaciones. Cabe mencionar que el personal de la Subdirección de Producción Región Marina Noreste, están comprometidas a garantizar que se reduzcan los impactos al medio ambiente y a la comunidad, mediante los diferentes mecanismos de atención a emergencias. Adicionalmente, Petróleos Mexicanos cuenta con un Sistema de Administración de Seguridad, Salud y Protección al Ambiente (Sistema PEMEX-SSPA), el cual incluye la Administración de los Riesgos mediante la realización Análisis de Riesgos, Protocolo de Respuesta a Emergencias, Simulacros, Capacitación, etc. al cual el Activo de Producción Ku-Maloob-Zaap se encuentra alineado.

IX.7. Listado de materiales peligrosos La principal sustancia peligrosa es el gas y rebasa los límites de reporte indicados en los listados de actividades altamente riesgosas. A continuación, se indican los datos solicitados: Tabla 17. Listado de materiales peligrosos. Material

N° CAS

Gas

8006-14-2

Peso N° ONU Mol (g/mol) 1202

ND

LIF (%)

LSF (%)

4.50% 14.50%

En almacén

En proceso

Cantidad de Reporte

IDHL (ppm)

NA

445,977.61kg/h

A partir de 500 kg (Metano, etano, propano)

ND

TLV15 TLV8 MIN (ppm) (ppm) ND

NOTA: TLV = Limite de explosividad recomendada. IDLH = IPVS (inmediatamente peligroso para la vida y la salud). LIF = Límite de inflamabilidad inferior. LSF = Límite de inflamabilidad superior. ND = No disponible. NA = No aplica. BN = Bombeo neumático.

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ND

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IX.8. Escenarios de riesgos identificados en el ARP A continuación, se indican los escenarios de riesgo derivados del Análisis de Riesgo. Tabla 18. Escenarios de riesgo derivados del Análisis de Riesgos.

(1) (2)

Clave del escenario

Referencia

E.1

HazOp(2) 1.11.1.1

CMP

E.2

¿Qué pasa sí…?(2) 2.3.1.1

CA

E.3

HazOp(2) 2.12.1.1

CMP

E.4

HazOp(2) 3.12.1.1

CMP

E.5

HazOp(2) 4.11.1.1 5.11.1.1

CMP

E.6

HazOp(2) 5.11.2.1

PC

E.7

HazOp(2) 6.13.1.1 6.13.2.1

PC

E.8

¿Qué pasa sí…?(3) 1.3.1.1.1

CMP

E.9

¿Qué pasa sí…?(3) 1.1.1.1.1

CMP

Tipo

Nombre del escenario Fuga de gas en la línea de llegada 36”-GAM-5013-C-A06T1 por orificio de 2” Ø debido a corrosión, al Slug Cátcher debajo contenido de N2 FA-5001 con formación de nube tóxica, explosiva con posible incendio y/o explosión, daño al personal, a la instalación, producción y al medio ambiente. Fuga de gas en línea de 6”-GCO-PA5410-0202-B60 por sobrepresión en uniones bridadas del FA-5411R, con formación de nube inflamable, con riesgo de incendio y/o explosión con daño al personal a la instalación y al medio ambiente. Fuga de gas y condensado en línea de llegada al Separador de Interetapa FA-5201A, 20”-GAM-5029A-C-D02T1 debido a corrosión formándose orificio de 1.25” Ø con formación de nube tóxica e inflamable, con incendio y/o explosión con daño al personal, a la instalación y al medio ambiente. Fuga de gas y condensado en línea de llegada al Separador de descarga FA-5202D, 16”-GAM-5033A-C-D02T1 debido a corrosión formándose orificio de 1.25” Ø con formación de nube tóxica e inflamable, con incendio y/o explosión con daño al personal, a la instalación y al medio ambiente. Se presenta pérdida de sello en el recipiente FA-5220 provocando sobrepresión en el separador de 2da etapa FA-5221 hasta llegar a la ruptura de la línea 6”-CA-PA-522002-CA06T1, con formación de nube tóxica e inflamable, con incendio y/o explosión con daño al personal, a la instalación y al medio ambiente. Fuga de vapor de condensados en la línea 6”-CA-5320-C-A06T1 de entrada al paquete de medición de condensados PA-5225, por orificio de 0.75” Ø debido a corrosión, con formación de nube tóxica, explosiva con posible incendio y/o explosión, daño al personal, a la instalación, producción y al medio ambiente. Disparo de Compresores GB-5250 provoca sobrepresión en el recipiente FA-5250A y en el paquete de estabilización de condensados provocando ruptura del separador de succión FA-5250, con fuga por formación de orificio de 4.8 in, formándose nube tóxica, con incendio y/o explosión, daño al personal, a la instalación y al medio ambiente. Fuga por sobrepresión en línea de 1”-GCO-PA-5480-01-C-A06T1 en tanque de drenaje presurizado FA-5480, por orificio de 0.2” debido a corrosión con formación de nube toxica, explosiva con posible incendio y/o explosión, con daño al personal, a la instalación y al medio ambiente Falla de la válvula de regulación PCV-7002 permanece cerrada, provocando la pérdida de presión positiva con ingreso de aire al cabezal 36”-DAP- 5230-C-A06T1, formación de mezclas explosivas y riesgo de implosión con daño al personal, instalación y medio ambiente

Nodo, Desviación, Causas, consecuencias. Sistema, Subsistema, ¿Qué pasa sí?, Causas, consecuencias. Fuente: Análisis de Riego de Proceso de los Servicios de Compresión de Gas CA-KU-A1

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Los resultados del análisis de consecuencias mediante el software PHAST a los escenarios evaluados se presentan a continuación. Tabla 19. Resultados de la simulación de escenarios de riesgo (zonas de amortiguamiento y de riesgo) Efectos por toxicidad (H2S) Clave del escenario de riesgo

E.1

E.2

E.3

E.4

E.5

Nombre del escenario de riesgo Fuga de gas en la línea de llegada 36”-GAM-5013-CA06T1 por orificio de 2” Ø debido a corrosión, al Slug Cátcher debajo contenido de N2 FA-5001 con formación de nube tóxica, explosiva con posible incendio y/o explosión, daño al personal, a la instalación, producción y al medio ambiente. Fuga de gas en línea de 6”GCO-PA5410-0202-B60 por sobrepresión en uniones bridadas del FA-5411R, con formación de nube inflamable, con riesgo de incendio y/o explosión con daño al personal a la instalación y al medio ambiente. Fuga de gas y condensado en línea de llegada al Separador de Interetapa FA5201A, 20”-GAM-5029A-CD02T1 debido a corrosión formándose orificio de 1.25” Ø con formación de nube tóxica e inflamable, con incendio y/o explosión con daño al personal, a la instalación y al medio ambiente. Fuga de gas y condensado en línea de llegada al Separador de descarga FA5202D, 16”-GAM-5033A-CD02T1 debido a corrosión formándose orificio de 1.25” Ø con formación de nube tóxica e inflamable, con incendio y/o explosión con daño al personal, a la instalación y al medio ambiente. Se presenta pérdida de sello en el recipiente FA-5220 provocando sobrepresión en el separador de 2da etapa FA-5221 hasta llegar a la ruptura de la línea 6”-CA-PA5220-02-CA06T1, con formación de nube tóxica e inflamable, con incendio y/o explosión con daño al

Efectos por radiación térmica

Efectos por sobrepresión

Clave clase de evento*

Riesgo IDLH (m)

Zona A** TLV15 (m)

Riesgo 5 kW/m2 (m)

Zona A** 1.4 kW/m2 (m)

Riesgo 1.0 psi (m)

Zona A** 0.5 psi (m)

NT, CHOF, UVCE

309.33

NA

18.37

34.78

10.57

17.89

NT, CHOF, UVCE

1949.04

NA

15.99

30.52

10.25

17.30

NT, CHOF, UVCE

1367.82

NA

16.55

31.28

10.21

17.22

NT, CHOF, UVCE

18.12.78

NA

29.92

29.85

11.57

19.73

NT, CHOF, UVCE

1812.57

NA

29.92

56.30

11.57

19.73

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Efectos por toxicidad (H2S) Clave del escenario de riesgo

Nombre del escenario de riesgo

Clave clase de evento*

Riesgo IDLH (m)

Zona A** TLV15 (m)

Efectos por radiación térmica Riesgo 5 kW/m2 (m)

Zona A** 1.4 kW/m2 (m)

Efectos por sobrepresión Riesgo 1.0 psi (m)

Zona A** 0.5 psi (m)

personal, a la instalación y al medio ambiente. Fuga de vapor de condensados en la línea 6”-CA-5320-CA06T1 de entrada al paquete de medición de condensados PA-5225, por orificio de 0.75” NT, E.6 Ø debido a corrosión, con CHOF, 970.941 NA 50.24 93.48 11.41 19.43 formación de nube tóxica, UVCE explosiva con posible incendio y/o explosión, daño al personal, a la instalación, producción y al medio ambiente. Disparo de Compresores GB5250 provoca sobrepresión en el recipiente FA-5250A y en el paquete de estabilización de condensados provocando NT, ruptura del separador de E.7 CHOF, 1725.40 NA 32.46 59.33 10.94 18.56 succión FA-5250, con fuga UVCE por formación de orificio de 4.8 in, formándose nube tóxica, con incendio y/o explosión, daño al personal, a la instalación y al medio ambiente. Fuga por sobrepresión en línea de 1”-GCO-PA-548001-C-A06T1 en tanque de drenaje presurizado FA5480, por orificio de 0.2” NT, debido a corrosión con E.8 CHOF, 998.61 NA 2.50 4.85 7.70 12.56 formación de nube toxica, UVCE explosiva con posible incendio y/o explosión, con daño al personal, a la instalación y al medio ambiente Falla de la válvula de regulación PCV-7002 permanece cerrada, provocando la pérdida de presión positiva con ingreso NT, E.9 de aire al cabezal 36”-DAPCHOF, 17184.1 NA 162.51 296.35 23.89 42.57 5230-C-A06T1, formación de UVCE mezclas explosivas y riesgo de implosión con daño al personal, instalación y medio ambiente * De acuerdo con la tabla 1 del documento DCO-GDOESSSPA-CT-001. 001 (NT: Nube Tóxica; CHOF: Chorro de fuego o Jet fire; BOLF: Bola de fuego o Fire Ball; CHAF, Charco de fuego o Pool fire; UVCE: Explosión por nube de vapor no confinada). ** Zona de Amortiguamiento NA: No Aplica. NR: No reacciona

En el Anexo A se presentan los diagramas de pétalos resultantes de las simulaciones efectuadas, para poder visualizar los posibles radios de afectación.

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IX.9. Medidas preventivas De la evaluación de consecuencia se encontraron eventos que podrían causar daños severos a las instalaciones de la plataforma. Sin embargo, en el presente estudio se han analizado las capas de protección del proyecto, los sistemas de control y de emergencia con que se contará para evitar o minimizar eventos no deseados en la instalación. La instalación cuenta los elementos de control y de seguridad necesarios para evitar, minimizar e incluso mitigar los eventos de riesgo identificados en el presente estudio, por lo que se considera que el proyecto de la plataforma de compresión CA-KU-A1 será una instalación segura, llevando a cabo el cumplimiento de las recomendaciones presentadas así como, siguiendo los estándares y normas de diseño presentados en la ingeniería de diseño y una vez en la puesta en marcha y operación se lleven a cabo los programas de capacitación y de mantenimiento preventivo respectivos. Es necesario poner énfasis en los programas de mantenimiento preventivo y correctivo, en los procedimientos de capacitación del personal operativo de la instalación, así como contar y/o actualizar los programas de Prevención de Accidentes y con los Programas de Protección Civil que sean requeridos por las autoridades respectivas. El análisis Frecuencial muestra que los eventos de riesgo potenciales se encuentran con la probabilidad de ocurrencia muy baja por lo que se encuentra en el rango de Riesgo Aceptable. A continuación, se indican las medidas preventivas para disminuir la frecuencia y/o severidad de los escenarios de riesgo identificados en el ARP. Clave del escenario

E.1

E.2

E.3

Tabla 20 Medidas preventivas y de mitigación para cada escenario de riesgo. Medidas de mitigación (Equipo y/o Nombre del escenario Medidas preventivas o controles materiales) Fuga de gas en la línea de llegada 36”-GAM-5013-C-A06T1 por orificio de 2” Ø debido a corrosión, al Slug Cátcher debajo contenido de N2 FA-5001 con formación de nube tóxica, explosiva con posible incendio y/o explosión, daño al personal, a la instalación, producción y al medio ambiente. Fuga de gas en línea de 6”GCO-PA5410-0202-B60 por sobrepresión en uniones bridadas del FA-5411R, con formación de nube inflamable, con riesgo de incendio y/o explosión con daño al personal a la instalación y al medio ambiente. Fuga de gas y condensado en línea de llegada al Separador de Interetapa FA-5201A, 20”-GAM5029A-C-D02T1 debido a corrosión formándose orificio de 1.25” Ø con formación de nube tóxica e inflamable, con incendio y/o explosión con daño al

 Paquete de inyección de inhibidor de corrosión  Aplicación del programa de mantenimiento  Testigos de corrosión  Sistema de paro por emergencia

 Aplicación de los procedimientos de operación y mantenimiento

 Paquete de inyección de inhibidor de corrosión  Aplicación del programa de mantenimiento  Testigos de corrosión  Sistema de paro por emergencia

   

Sistema de detección de gas y fuego Red contra incendio Sistema CCTV Plan de Respuesta a Emergencias del C.P Ku-A

   

Sistema de detección de gas y fuego Red contra incendio Sistema CCTV Plan de Respuesta a Emergencias del C.P Ku-A

   

Sistema de detección de gas y fuego Red contra incendio Sistema CCTV Plan de Respuesta a Emergencias del C.P Ku-A

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Clave del escenario

Nombre del escenario

Revisión: 0 Date / Fecha: ENE-20 Medidas de mitigación (Equipo y/o materiales)

Medidas preventivas o controles

personal, a la instalación y al medio ambiente.

E.4

E.5

E.6

E.7

E.8

E.9

Fuga de gas y condensado en línea de llegada al Separador de descarga FA-5202D, 16”-GAM5033A-C-D02T1 debido a corrosión formándose orificio de 1.25” Ø con formación de nube tóxica e inflamable, con incendio y/o explosión con daño al personal, a la instalación y al medio ambiente. Se presenta pérdida de sello en el recipiente FA-5220 provocando sobrepresión en el separador de 2da etapa FA-5221 hasta llegar a la ruptura de la línea 6”-CA-PA-5220-02CA06T1, con formación de nube tóxica e inflamable, con incendio y/o explosión con daño al personal, a la instalación y al medio ambiente. Fuga de vapor de condensados en la línea 6”-CA-5320-C-A06T1 de entrada al paquete de medición de condensados PA5225, por orificio de 0.75” Ø debido a corrosión, con formación de nube tóxica, explosiva con posible incendio y/o explosión, daño al personal, a la instalación, producción y al medio ambiente. Disparo de Compresores GB5250 provoca sobrepresión en el recipiente FA-5250A y en el paquete de estabilización de condensados provocando ruptura del separador de succión FA-5250, con fuga por formación de orificio de 4.8 in, formándose nube tóxica, con incendio y/o explosión, daño al personal, a la instalación y al medio ambiente. Fuga por sobrepresión en línea de 1”-GCO-PA-5480-01-CA06T1 en tanque de drenaje presurizado FA-5480, por orificio de 0.2” debido a corrosión con formación de nube toxica, explosiva con posible incendio y/o explosión, con daño al personal, a la instalación y al medio ambiente Falla de la válvula de regulación PCV-7002 permanece cerrada, provocando la pérdida de presión positiva con ingreso de aire al cabezal 36”-DAP- 5230-CA06T1, formación de mezclas explosivas y riesgo de implosión con daño al personal, instalación y medio ambiente

 Paquete de inyección de inhibidor de corrosión  Aplicación del programa de mantenimiento  Testigos de corrosión  Sistema de paro por emergencia

 Sistema de paro por emergencia

 Aplicación del programa de mantenimiento  Sistema de paro por emergencia

 Paquete de inyección de inhibidor de corrosión  Aplicación del programa de mantenimiento  Testigos de corrosión  Sistema de paro por emergencia

 Aplicación del programa de mantenimiento a equipos de instrumentación  Medidor de verificación  Reporte diario de operación  Aplicación del programa de mantenimiento a equipos de instrumentación  Capacitación al personal  Aplicación del manual de operación  Aplicación del SPPTR

   

Sistema de detección de gas y fuego Red contra incendio Sistema CCTV Plan de Respuesta a Emergencias del C.P Ku-A

   

Sistema de detección de gas y fuego Red contra incendio Sistema CCTV Plan de Respuesta a Emergencias del C.P Ku-A

   

Sistema de detección de gas y fuego Red contra incendio Sistema CCTV Plan de Respuesta a Emergencias del C.P Ku-A

   

Sistema de detección de gas y fuego Red contra incendio Sistema CCTV Plan de Respuesta a Emergencias del C.P Ku-A

 Plan de Respuesta a Emergencias del C.P Ku-A

   

Sistema de detección de gas y fuego Red contra incendio Sistema CCTV Plan de Respuesta a Emergencias del C.P Ku-A

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Clave del escenario

Nombre del escenario

Medidas preventivas o controles

Revisión: 0 Date / Fecha: ENE-20 Medidas de mitigación (Equipo y/o materiales)

 PAL en el PI-7004 con monitoreo al SMC  Sello fuídico  Sistema de paro por emergencia

IX.10. Sistemas de seguridad Sistema de agua contra incendio. La plataforma de compresión de gas CA-KU-A1, cuenta con un sistema de agua contra incendio, diseñado de acuerdo a los riesgos de incendio que se pudiesen presentar en la plataforma. El sistema de agua contra incendio de la plataforma de compresión de gas CA-KU-A1, está integrado por un anillo principal, dos bombas (principal y de reserva) y dos bombas reforzadoras (jockey), sistema de aspersión mediante válvula de diluvio (sistema seco) y válvula de alarma (sistema húmedo), monitores, hidrantes y gabinete de mangueras, para protección de áreas con riesgo de incendio, dichos equipos y sistemas se complementan con equipos de detección y alarmas del sistema de Gas y Fuego (SG&F) de la plataforma. La red de agua contra incendio está diseñada para la protección de los equipos ubicados en las siguientes áreas:  Turbocompresores.  Separadores de succión, interetapa y descarga  Enfriadores de gas de interetapa y de descarga.  Enfriadores de aceite.  Patines de medición de gas de entrada de alto y bajo N2.  Patines de medición de gas de salida alto y bajo nivel N2.  Slug cátcher de gas alto y bajo nivel N2.  Rectificadores de gas de alto y bajo nivel N2.  Separador y bombas de desfogue.  Tanques de diésel de las bombas contra incendio.  Paquete de acondicionamiento, medición y recuperación de gas combustible.  Paquete de medición y estabilidad de condensados.  Área de residuos y tambores.  Edificio administrativo. Los principales equipos que integran el sistema de Agua Contra Incendio son: Bombas principales de Agua Contra Incendio. GA-9001 bomba de Agua Contra Incendio (motor diésel), Capacidad 3000 GPM. GA-9001R bomba de Agua Contra Incendio (motor diésel), Capacidad 3000 GPM. Las bombas principales del sistema de agua contra Incendio (GA-9001/R), además de contar con un sistema automático a través de su propio tablero de control, reciben señal de arranque remoto desde el CEP del SG&F en forma automática de acuerdo a la lógica y manual por el operador. 01G-00M-09-001-F01 Rev. 5

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Bombas reforzadoras Jockey GA-9002 bomba reforzadora de Agua Contra Incendio (motor eléctrico), Capacidad 125 GPM. GA-9002R bomba reforzadora de Agua Contra Incendio (motor eléctrico), Capacidad 125 GPM. Tienen como función reponer las pérdidas por fugas y mantener continuamente presurizada la red de agua contra incendio de la plataforma de compresión de gas CA-KU-A1. Estas bombas (GA-9002/R) cuentan con control automático, a través del tablero de control común (TC-9002) para ambas bombas y con botones para selección y accionamiento en forma manual local, dicho tablero, dicho tablero recibirá y procesará las señales de los interruptores de alta y baja presión, para arranque y paro de las bombas reforzadoras Jockey. En condiciones normales, la red de agua contra incendio estará presurizada a 7 kg/cm 2 (100 psi). Las bombas reforzadoras Jockey (GA-9002/R), tienen el propósito de reponer pérdidas por fugas en la red de agua contra incendio y/o el gasto inicial al utilizar una manguera contra incendio, después de lo cual arrancará una bomba Jockey (la seleccionada en el tablero de control), para reponer las pérdidas de presión o seguir suministrando el gasto demandado, lo cual evitaría el arranque de la bomba principal contra incendio, debido a la demanda de gasto de una manguera de 1 ½” de diámetro. El arranque de la bomba Jockey seleccionada se hará por medio de la señal de un interruptor por baja presión PSL9020 cuando la presión baje hasta 6.3 kg/cm2 (90 psi) y parará con la señal de un interruptor de alta presión PSH9025 cuando se alcance una presión nominal de 8 kg/cm2 (100 psi). La red contra incendio contará con un transmisor de presión (PIT-9020) para dar aviso al CEP del SG&F, en caso de que la presión baje hasta 6.2 kg/cm2 (88 psi) o 6.0 kg/cm2 (85 psi), y la bomba Jockey principal (GA-9002) falle, o no, puede reponer la pérdida de presión, en ese momento debe ponerse en operación la bomba reforzadora de relevo (GA-9002R) de forma manual mediante el selector del tablero de control de las bombas Jockey. La condición de paro automático de la bomba reforzadora de presión (Bomba Jockey) seleccionada en operación, se dará por alguno de los eventos siguientes:  Por la señal de paro del interruptor por alta presión (PSH-9025) cuando la presión en la red contra incendio, sea de 8 kg/cm2 (114 psi).  Por la señal de paro proveniente del TC-9002, después del arranque de cualquiera de las bombas principales, generando un aumento de presión en la red contra incendio. Bombas Contra Incendio Principales. Las bombas principales del sistema de agua contra Incendio (GA-9001/R) son accionadas por motor de combustión interna a base de diésel. Cada paquete de bomba contará con su propio tanque de día de combustible (diésel). Las bombas contra incendio arrancarán automáticamente por pérdida de presión en la red principal de agua contra incendio de la plataforma. La secuencia de operación automática para el arranque neumático de estas bombas es:  A falta de suministro eléctrico en el tablero de control de arranque eléctrico. La transferencia de arranque eléctrico a arranque neumático será en forma automática entre tableros. 01G-00M-09-001-F01 Rev. 5

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

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El sistema de control de arranque neumático opera de una fuente de aire regulada a 8.0 kg/cm2.

Sistema de Aspersión. El sistema automático de aspersión está conformado principalmente por una válvula de diluvio y boquillas de aspersión. El objetivo de los sistemas de aspersores es proporcionar protección contra exposición al fuego mediante la aplicación de agua sobre la superficie exterior de los equipos de proceso, con activación automática/manual controlados por las válvulas de diluvio.      

    

VD-1/01: Paquete de medición de gas de entrada de alto N2 PA-5600A, paquete de medición de gas entrada de bajo N2 PA-5601A, paquete de medición de condensados PA- 5225 y paquete de estabilización de Condensados PA-5220. VD-1/02: Slug Cátcher de gas con Alto contenido de N 2 FA-5002 y Slug Cátcher de gas con Bajo contenido de N2 FA-5011. VD-1/03: rectificador de gas con Alto Contenido de N2 FA-5002 y rectificados de gas con Bajo Contenido de N2. VD-1/04: Separador de desfogue FA-7001 y Bombas de desfogue GA-7001/R. VD-1/05: Separador de interetapa FA-5201 A/B y Separador de descarga FA-5202 A, Separador de succión FA-5200 A/B. VD-1/06: Separador de interetapa FA-5201 C, Separador de succión FA-5202C, Separador de interetapa FA-5201D, Separador de descarga FA-5202D, Separador de succión FA- 5200D, Tanque de Almacenamiento de diésel Limpio FB-5800, Bombas de diésel Limpio GA-5800/R y Área de Residuos y Tambores. VD-1/07: Turbocompresor de gas TC-5200 A, Turbocompresor de gas TC-5200B, enfriador interetapa EC-5202C, Enfriador de Descarga 5201D y enfriador de Aceite EC- 5202D. VD-1/08: Turbocompresores de gas TC-5200C/D, Enfriador Interetapa EC-5200C/D, Enfriador de Descarga EC-5201C, Enfriador de Aceite EC-5202CD y Enfriador de Aceite EC-5202D VD-1/09: Paquete de medición de Gas de Salida alto N2 PA-5600B y Paquete de medición de Gas de Salida Bajo N2 PA-5601B. VD 1/10: Paquete de recuperación de vapores PA-5250, Paquete de Medición de Gas Combustible PA-5410. VD S/11: tanques de diésel de las Bombas Contra incendio FB-9001/R.

La demanda máxima para determinar la capacidad de los equipos de bombeo y red contra incendio se determinó considerando el gasto mayor de un sistema de aspersión en operación más un gasto adicional de 3785 lpm (1000 GPM) aplicado con dos monitores de 1892.5 lpm c/u (500 GPM c/u). Accionamiento Neumático. El accionamiento de forma neumático de la válvula de diluvio se lleva a cabo mediante un trim de suministro a una red de tapones fusibles (en cada válvula de diluvio) que se encuentran presurizados con aire de instrumentos a 40 psig (2.8 kg/cm2) manteniendo cerrada la válvula de diluvio. La presión del actuador de ésta válvula podrá ser liberada por accionamiento de los tapones fusibles debido a un incendio al llegar la temperatura ambiente a 71°C (159.8 °F), con lo cual se fundirán y accionarán los tapones fusibles, dejando escapar el medio neumático (aire de instrumentos). 01G-00M-09-001-F01 Rev. 5

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Los equipos a proteger se encuentran ubicados en los niveles +19.100, +23.100, +30.000, +38.000 y embarcadero de la plataforma. Accionamiento Eléctrico. Las válvulas de diluvio también pueden ser activadas por señal eléctrica al confirmarse la presencia de fuego por los detectores y/o detectores de gas combustible, a través del CEP de Gas y Fuego, la lógica de operación será que al confirmarse la presencia de fuego por los dos detectores de fuego o de gas combustible la misma área, se activará la válvula de diluvio correspondiente a la zona protegida por dichos detectores mediante una señal proveniente del CEP de gas y fuego hacia la válvula solenoide ubicada en la línea neumática de la válvula de diluvio. Sistema Húmedo. Para el edificio administrativo se instalará un sistema húmedo de rociadores automáticos, que se componen de lo siguiente: La válvula de alarma (VA-1/01 y una red de rociadores con sensores de temperatura. Sistema de Supresión El sistema automático del sistema de supresión a base de agente limpio de inundación total será para proteger el cuarto de control, el cuarto eléctrico Planta Baja y cuarto eléctrico Planta Alta de la Plataforma de Compresión de Gas CA-KU-A1. El sistema automático del sistema de supresión a base de agente limpio forma parte del Sistema de Detección y Alarmas de la plataforma cuyo propósito es salvaguardar la integridad física del personal, proteger al medio ambiente y evitar daños a los equipos e instalaciones previniendo o mitigando las consecuencias adversas que resultaran de un probable incendio que pudiera originarse en los cuartos eléctricos y de control con equipos electrónicos. El sistema de Supresión a base de agente limpio involucra todas las variables de detección de humo, estaciones disparo, estaciones de aborto, alarmas visibles y alarmas audibles, que son significativas para la operación segura, estable y eficiente de los equipos de la plataforma que serán monitoreadas a través del CEP de G&F ubicado en el cuarto de control. Componentes principales del Sistema de Supresión de Fuego a base de Agente Limpio. El sistema automático a base de Agente Limpio está compuesto por dispositivos primarios de detección, equipos de control, software, hardware, firmware de la más reciente tecnología disponible de alta confiabilidad y disponibilidad. Este sistema se encuentra dividido en dos partes que se complementan y hacen un sólo sistema:  El primero es para guardar y dar aviso a las personas que se encuentren en el cuarto y sus alrededores.  El segundo, es para proteger las instalaciones en el interior del cuarto. Sistema de Detección y Alarma. El primer sistema contempla los siguientes dispositivos: 1. Tablero de Control Legal. 2. Detectores de Humo (en el Área plena, Piso falso y Falso plafón, cuando aplique) 3. Alarmas audibles (interiores y exteriores). 4. Alarmas Visibles (interiores y exteriores) (verde, rojo y ámbar). 01G-00M-09-001-F01 Rev. 5

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5. 6. 7. 8. 9.

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Generador de tonos. Módulo de comunicaciones. Interruptor de Aborto. Estaciones manuales de alarma por fuego. Letreros de señalización.

Sistema de Extinción de Agente Limpio. El segundo sistema contempla los siguientes dispositivos: 1. Banco de cilindros de agente limpio (principal y reserva) y bastidor. 2. Válvula de descarga ubicada en las cabezas de control eléctrica de los tanques con accionamiento manual por medio de un seguro para activación manual. 3. Manifold de descarga de agente limpio y tubería de descarga, así como válvulas check. 4. Tubería y conexiones para el agente limpio. 5. Boquillas de descarga de 360° o 180° (según memoria de cálculo) ubicadas centradamente en las diferentes áreas del cuarto (Área plena, piso falso y falso plafón, cuando aplique). 6. Indicador visual de descarga. 7. Interruptores superiores de baja presión. 8. Interruptor selector automático. 9. Interruptor Selector Principal /Reserva. 10. Válvula solenoide de 24 VCD 11. Interruptor de alta presión. 12. Letreros de advertencia. Operación: El agente limpio rompe la cadena de combustión por reacción química, sus moléculas tienen mayor capacidad para enfriar, es un gas inerte, eléctricamente no conductor, no deja residuos (en caso de una descarga se mantendrá la limpieza en el equipo eléctrico/electrónico), no daña la capa de ozono, no desplaza al oxígeno, por lo que no provoca sofocación al personal y debido a la concentración a la que se diseña, no afecta físicamente a las personas, en caso de que éstas permanezcan en el cuarto cuando se descargue el agente. Cuando dos detectores de humo ubicados en la misma zona detecten un conato de incendio (fuego confirmado), en alguna de las áreas del cuarto (área plena, falso plafón o piso falso) protegido con agente limpio, se activarán las alarmas audibles (AE), a través del generador de tonos, con el tono de “aullido”, además el tablero de control encenderá las alarmas visibles, luces rojas (LV) del agente limpio, indicando la presencia de un fuego. Al mismo tiempo se iniciará un TIMER configurable en el sistema, el cual dará un tiempo de 60 segundos para activar la cabeza eléctrica del cilindro de agente limpio e iniciar la descarga. Durante ese tiempo el personal deberá abandonar el cuarto de control. El personal deberá oprimir el botón de abordo (BA) localizado a un lado de la entrada principal, habrá de abortar la descarga de agente limpio. La lógica del tablero de control se configurará de tal manera que la descarga de agente limpio, sólo actué por detección confirmada, es decir cuando algún detector de humo (YSH) se active esta señal debe ser confirmada por otro detector adyacente de humo o por la acción manual (DMF) localizado en la salida de los diferentes cuartos protegidos con el sistema de agente limpio. 01G-00M-09-001-F01 Rev. 5

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Alarma Primaria. Esta condición se presenta cuando uno de los detectores de humo se activa y envía señal al tablero de control de supresión de incendio. En la pantalla del TC se debe indicar el lugar donde se encuentra ubicado el detector activado y además acciona una señal visual y una alarma audible en el mismo tablero. Bajo ésta situación el tablero automático a base de agente limpio no debe ser activado y puede permanecer en este estado por tiempo indefinido hasta que la señal del detector de humo desaparezca y opere el interruptor correspondiente para su restablecimiento en la parte frontal del Tablero. Alarma Secundaria. Esta condición se presenta cuando el Tablero de control se encuentra en un estado de Alarma primaria (activada por un detector), y por la propagación de humo se active otro detector de humo, pasando de esta forma a un estado de alarma secundaria, que se inca por medio de alarmas visibles y audibles, en el primer caso presentando una luz intermitente de color rojo, y en el segundo caso por un sonido de audio, lo cual indica una señal de confirmación de incendio. En el Tablero de control hará la activación automática del sistema de extinción de fuego a base de agente limpio, advirtiendo que el agente extintor será descargado en 60 segundos, en este lapso de tiempo podrá abortarse el sistema mediante estación a bordo (BA). Esta señal podrá ser procesada en 10 segundos antes de iniciarse la descarga. Una vez descargado el agente limpio, las alarmas audibles cambiarán de aullido al tono de sirena, y la luz roja intermitente continuará encendida. Estas alarmas deben prevalecer durante la permanencia del agente limpio dentro del cuarto protegido. El sistema de extinción por medio de agente limpio se podrá accionar por tres formas: 1. Activación automática. 2. Activación local. 3. Activación manual Sistema de Gas Y Fuego (SG&F) El propósito del Sistema Digital de Gas y Fuego (SDGyF) es salvaguardar la integridad física del personal, proteger el medio ambiente y evitar daños a los equipos e instalaciones, previniendo o mitigando las consecuencias adversas que resultan de la probable liberación del material explosivo (gas combustible, gas hidrogeno) o venenoso (Gas Tóxico), mediante la detección y notificación oportuna de mezclas tóxicas y explosivas o incendios que se pudieran originar. Así mismo, permitir las acciones de prevención para mitigar los posibles efectos adversos, y así conseguir una operación segura, de la plataforma. Automatizar el sistema de Agua Contra Incendio de la Plataforma de Compresión de Alta Presión (CA-KU-A1), el cual está integrado por un anillo principal, dos bombas contra incendio principales y dos reforzadoras, sistemas de aspersión mediante válvulas de diluvio (sistema seco) y rociadores automáticos (sistema húmedo), monitores, hidrantes y estaciones de mangueras, para la protección de áreas con riesgo. Realizar señalización de la instrumentación requerida para la automatización de la red principal y los sistemas de aspersión (válvula solenoide, interruptor por alta presión, interruptor deposición, etc.). El CEP (Controlador Electrónico Programable) de Gas y Fuego recibe señales de los Detectores de Fuego, Gas Tóxico, Gas Combustible, Gas Hidrógeno, Humo, instrumentación del sistema de agua contraincendio y Estaciones Manuales de Alarma (Fuego, Hombre al Agua y Abandono de Plataforma), que se encuentran localizados en lugares estratégicos en el área de 1er Nivel, 2do. Nivel, Subnivel, interior del cuarto de control de proceso, interior del cuarto 01G-00M-09-001-F01 Rev. 5

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eléctrico planta baja, cuarto eléctrico planta alta y cuarto de Baterías, estarán monitoreados a través del CEP de Gas y Fuego de la plataforma, el cual también ejecutara las acciones correspondientes. El Sistema Digital de Gas y Fuego (SDGyF), está integrado por un CEP (Controlador Electrónico Programable). En caso de presentarse algún evento, el CEP (Controlador Electrónico Programable) del Sistema Digital de Gas y Fuego (SDGyF) activará las Alarmas Audibles y Visibles, para dar aviso al operador y ejecutar las acciones correspondientes. El CEP de Gas y fuego enviará la información correspondiente a los diferentes sistemas con los que se encuentra interconectado para que estos a su vez realicen las acciones preestablecidas para cada caso en particular. La siguiente secuencia de operación del Sistema Digital de Gas y Fuego (SDGyF) nos proporciona una visión más amplia a las secuencias indicadas en las Matrices de Causa-Efecto, ver documento 85024-MZ-S-001 Matriz de CausaEfecto del Sistema de Detección de Gas y Fuego (ver Anexo 3). Evento de Fuego. Se deberá tomar como fuego confirmado: Cuando 3 ó más detectores de Fuego hayan alarmado en una misma zona. Evento de detección de humo. El evento de alarma por humo detectado se genera cuando cualquiera de los detectores fotoeléctricos de humo (YSH) localizados en el edificio administrativo o en el interior del cuarto de baterías, detecta la presencia de humo y envía una señal digital al CEP de Gas y Fuego. Evento de Gas. Se deberá tomar como confirmación de alarma por Gas, cuando 2 ó más detectores en la misma zona hayan alcanzado el nivel igual o superior a 20 ppm (partes por millón) para los detectores de gas toxico y 40% LEL (límite inferior de explosividad) para los detectores de gas combustible. En las áreas de proceso, cuando se presenten niveles de muy alta concentración de gas toxico (50 ppm) o muy alta concentración de gas combustible (60% LEL), y las lecturas sean confirmados por 3 (tres) o más detectores en el mismo nivel o en la misma zona, el CEP de Gas y Fuego enviara las señales correspondientes al SPPE. Evento de Gas y Fuego en los encabinados de los turbocompresores, turbogeneradores y motogenerador. Esta alarma la generarán los tableros de control del sistema de detección, alarmas y supresión (CO2) correspondientes a cada uno de los encabinados de los turbocompresores, turbogeneradores y motogenerador, una vez que se confirme la alarma por presencia de fuego y el tablero ejecute su lógica operación de alarmas locales y extinción (activación del sistema de CO2). Evento de presencia de Gas en edificio administrativo Cuarto de Control y/o cuartos eléctricos. Al detectarse la presencia de baja concentración de gas (tóxico 10 ppm) o gas combustible (20% LEL), en los detectores de gas, instalados en los accesos o en las tomas de aire de las unidades manejadoras de aire (UMA’s) el CEP de Gas y Fuego activará una salida digital hacia el tablero de control del sistema de HVAC del cuarto donde se presente el evento, este sistema mediante su lógica realizará el cierre de compuertas contraincendio (10 ppm o 20% LEL o mayor) para evitar el ingreso de aire contaminado al interior del cuarto donde se detectó la presencia de gas

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Al detectarse la presencia de alta concentración de gas tóxico (20 ppm) o gas combustible (40% LEL), en los detectores de gas, instalados en los accesos o en las tomas de aire de las unidades manejadoras de aire (UMA’s), el CEP de Gas y Fuego activará una salida digital hacia el tablero de control del sistema de HVAC del cuarto donde se presente el evento, este sistema mediante su lógica realizará el paro de la unidad y cierre de las compuertas (20 ppm o 40% LEL) para evitar el ingreso de aire contaminado al interior del cuarto donde se detectó la presencia de gas. Así mismo, el CEP de Gas y Fuego, activará la alarma en la interfase hombre máquina, que mediante desplegados gráficos indicará la localización del detector activado. Para esta acción, el CEP de Gas y fuego, no requiere la confirmación de un segundo detector, es decir esta lógica se ejecutará con la señal de solo uno de los detectores de gas tóxico o combustible. Sistema de Paro por Emergencia. El Sistema de Paro por Emergencia (SPPE), es un sistema instrumentado de seguridad que sirve para monitorear los valores y parámetros de la plataforma de compresión CA-KU-A1, para que esta opere dentro de los límites de funcionamiento de diseño, y que cuando exista(n) condición(es) de riesgo como valores fuera de rango o fuego, el sistema genere alarmas audibles y/o visibles, y ponga en forma automática a la plataforma en condiciones seguras o en condiciones de paro de emergencia. Por lo cual el SPPE debe estar en todo momento disponible y funcional durante la operación de la plataforma. El monitoreo de los parámetros de seguridad se realiza mediante transmisores de presión, nivel u otro tipo (de acuerdo a la variable a monitorear). El SPPE envía señales que provocan el cierre de determinadas válvulas de corte SDV y/o apertura de válvulas de desfogue o despresurización BDV; así como comandos de equipos dinámicos, para dejar la plataforma como una condición operativa de paro seguro. La UPR del SPPE, se localiza en el cuarto de control de proceso de la Plataforma CA-KU-A1 y estará conformada por 3 gabinetes de UPR.

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X. PLAN DE ATENCIÓN A EMERGENCIAS INTERNO (PAEI) Plan de Atención a Emergencias Interno (PAEI) es la sección del Plan de Respuesta a Emergencias que se refiere a la serie de instrucciones y acciones de ejecución inmediata a realizarse internamente en la Instalación Industrial, con la finalidad de inhibir o mitigar las consecuencias que puede provocar el accidente o la situación de Emergencia. El PAEI del presente PRE entrará en acción al presentarse los Niveles de Emergencias (Nivel I y Nivel II), conforme a la clasificación de los Niveles de Emergencia establecidos en el Lineamiento para la Formulación de los Plan de Respuesta a Emergencias COMERI 145 Rev. 2; sus disposiciones generales son:  Formar y formalizar una URE para la plataforma CA-Ku-A1 definiendo su organización, las actividades y responsabilidades que cada uno de sus integrantes debe desarrollar.  Incluir un directorio con los nombres de las personas, puestos y teléfonos de oficina, particulares, celulares y radio trunking de todas aquellas personas a las que, de acuerdo con el PAEI, deberá notificárseles la existencia de una emergencia.  Contar con un sistema de alarmas y señales para advertir de situaciones peligrosas al personal del centro de trabajo.  Establecer la forma y medios de comunicación del COE con los diversos lugares del centro de trabajo donde puede ocurrir la emergencia.  Programa de simulacros, entrenamiento, y capacitación, auditorías y vigilancias de los procedimientos.  Capacitación al personal que integran a la Unidad de Respuesta a Emergencia en la instalación. A continuación, se presenta la clasificación de los niveles de emergencia indicados en el COMERI-145 Rev. 2. Tabla 21 Clasificación Niveles de Emergencias NIVEL

NOMBRE

I

Emergencia Interna Menor

II

Emergencia Interna Mayor

DESCRIPCION DE LAS CONSECUENCIAS

ACTIVACIÓN

Es la ocasionada por un incidente o accidente que afecta a la planta o la infraestructura de conducción o transporte, y reduce su producción o capacidad de transporte (situación denominada como AFECTACIÓN MENOR A PLANTA O LA INFRAESTRUCTURA DE CONDUCCIÓN O TRANSPORTE) o cuando se presentan liberaciones contaminantes al medio ambiente visibles desde los límites de la Instalación Industrial o derecho de vía. Medio Ambiente: Liberación menor no reportable. Infraestructura Industrial: AFECTACIÓN MENOR A PLANTA O LA INFRAESTRUCTURA DE CONDUCCIÓN O TRANSPORTE Terceros: No hay afectación Imagen: No hay cobertura de medios de comunicación Es la ocasionada por un incidente o accidente que afecta una planta o la infraestructura de conducción o transporte, y suspende la producción o capacidad de transporte (situación denominada AFECTACIÓN MAYOR A PLANTA O A LA INFRAESTRUCTURA DE CONDUCCIÓN O TRANSPORTE) o cuando se presentan liberaciones contaminantes al medio ambiente que pueden rebasar los límites de la Instalación Industrial o del derecho de vía. Medio Ambiente: Liberación menor reportable. Infraestructura Industrial: AFECTACIÓN MAYOR A PLANTA O LA INFRAESTRUCTURA DE CONDUCCIÓN O TRANSPORTE. Terceros: No hay afectación Imagen: Cobertura de Medios de Comunicación

1) URE 2) PAEI

3) URE 4) PAEI

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NIVEL

NOMBRE

III

Emergencia Local Menor

IV

Emergencia Local Mayor

V

Emergencia Regional

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DESCRIPCION DE LAS CONSECUENCIAS

ACTIVACIÓN

Es la ocasionada por un accidente que afecta a más de una planta del Centro de Trabajo o la infraestructura de conducción o transporte y suspende la producción o capacidad de transporte ((situación denominada AFECTACIÓN MAYOR AL CENTROS DE TRABAJO), cuando hay afectación a terceros en sus bienes p personas, o impacto ambiental potencial al área circunvecina. Medio Ambiente: Liberación masiva reportable. Infraestructura Industrial: AFECTACIÓN MAYOR AL CENTRO DE TRABAJO. Terceros: Si hay afectación. Imagen: Cobertura de Medios de Comunicación Es la ocasionada por un accidente que afecta catastróficamente al Centro de Trabajo (situación denominada como AFECTACIÓN CATASTRÓFICA AL CENTRO DE TRABAJO), cuando hay afectación a terceros en sus bienes o personas o impacto ambiental considerable en la localidad. Medio Ambiente: Impacto considerable en la zona de cobertura de la pluma o de la onda de presión en la localidad. Infraestructura Industrial: AFECTACIÓN CATASTRÓFICA AL CENTRO DE TRABAJO. Terceros: Si hay afectación. Imagen: Cobertura de Medios de Comunicación Es la ocasionada por un accidente que afecta catastróficamente al Centro de Trabajo (situación denominada como AFECTACIÓN CATASTRÓFICA AL CENTROS DE TRABAJO), cuando hay afectación a terceros en sus bienes o personas o impacto ambiental considerable en la región. Medio Ambiente: Impacto considerable en la zona de cobertura de la pluma o de la onda de presión a la región. Infraestructura Industrial: AFECTACIÓN CATASTRÓFICA AL CENTRO DE TRABAJO. Terceros: Si hay afectación. Imagen: Cobertura de Medios de Comunicación

5) URE 6) PANE 7) PAEE 8) CAM 9) SINAPROC

9) URE 10) PAEI 11) PAEE 12) GRAME 13) SINAPROC

13) URE 14) PAEI 15) PAEE 16) GRAME 17) SINAPROC

Nota: La diferencia entre los niveles de emergencia IV y V en el aspecto ambiental, está dada por la sensibilidad del entorno del Centro de Trabajo y las instalaciones involucradas, así como las consecuencias que la afectación pueda tener a terceros o al medio ambiente. Fuente: COMERI 145 Rev. 2.

Catálogo de escenarios de emergencia para el PRE Las Emergencias postuladas son tomadas del Análisis de Riesgo y se complementan con escenarios derivados de la experiencia del personal de la instalación, o bien, de las experiencias industriales de eventos en instalaciones similares. Para el caso que nos ocupa, los escenarios se vinculan con el Análisis de Riesgo operativo de la instalación.

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A continuación, se presenta el catálogo de escenarios de emergencias, de los cuales se basan las acciones descritas en este Plan de Respuesta a Emergencias. Tabla 22 Catálogo de Escenarios de Emergencias derivado del ARP Clave del escenario

Referencia

E.1

HazOp(2) 1.11.1.1

E.2

¿Qué pasa sí…?(2) 2.3.1.1

E.3

HazOp(2) 2.12.1.1

E.4

HazOp(2) 3.12.1.1

Responsabilidad

Nivel de emergencia

Tipo

Nombre del escenario

CMP

Fuga de gas en la línea de llegada 36”-GAM-5013-C-A06T1 por orificio de 2” Ø debido a corrosión, al Slug Cátcher debajo contenido de N2 FA-5001 con formación de nube tóxica, explosiva con posible incendio y/o explosión, daño al personal, a la instalación, producción y al medio ambiente.

CA

Fuga de gas en línea de 6”-GCO-PA5410-0202-B60 por sobrepresión en uniones bridadas del FA-5411R, con formación de nube inflamable, con riesgo de incendio y/o explosión con daño al personal a la instalación y al medio ambiente.

Operación

III

CMP

Fuga de gas y condensado en línea de llegada al Separador de Interetapa FA-5201A, 20”-GAM-5029A-C-D02T1 debido a corrosión formándose orificio de 1.25” Ø con formación de nube tóxica e inflamable, con incendio y/o explosión con daño al personal, a la instalación y al medio ambiente.

Operación

III

CMP

Fuga de gas y condensado en línea de llegada al Separador de descarga FA-5202D, 16”-GAM-5033A-C-D02T1 debido a corrosión formándose orificio de 1.25” Ø con formación de nube tóxica e inflamable, con incendio y/o explosión con daño al personal, a la instalación y al medio ambiente.

Operación

IV

Operación

III

Se presenta pérdida de sello en el recipiente FA-5220 provocando sobrepresión en el separador de 2da etapa FA5221 hasta llegar a la ruptura de la línea 6”-CA-PA-5220-02E.5 Operación IV CMP CA06T1, con formación de nube tóxica e inflamable, con incendio y/o explosión con daño al personal, a la instalación y al medio ambiente. Fuga de vapor de condensados en la línea 6”-CA-5320-C-A06T1 de entrada al paquete de HazOp(2) medición de condensados PA-5225, por orificio de 0.75” Ø E.6 Operación IV PC debido a corrosión, con formación de nube tóxica, explosiva 5.11.2.1 con posible incendio y/o explosión, daño al personal, a la instalación, producción y al medio ambiente. Disparo de Compresores GB-5250 provoca sobrepresión en el recipiente FA-5250A y en el paquete de estabilización de HazOp(2) condensados provocando ruptura del separador de succión FAE.7 Operación IV 6.13.1.1 PC 5250, con fuga por formación de orificio de 4.8 in, formándose 6.13.2.1 nube tóxica, con incendio y/o explosión, daño al personal, a la instalación y al medio ambiente. Fuga por sobrepresión en línea de 1”-GCO-PA-5480-01-C¿Qué pasa A06T1 en tanque de drenaje presurizado FA-5480, por orificio E.8 de 0.2” debido a corrosión con formación de nube toxica, Operación III sí…?(3) CMP explosiva con posible incendio y/o explosión, con daño al 1.3.1.1.1 personal, a la instalación y al medio ambiente Falla de la válvula de regulación PCV-7002 permanece ¿Qué pasa cerrada, provocando la pérdida de presión positiva con ingreso E.9 de aire al cabezal 36”-DAP- 5230-C-A06T1, formación de Operación IV sí…?(3) CMP mezclas explosivas y riesgo de implosión con daño al personal, 1.1.1.1.1 instalación y medio ambiente * El Nivel de Emergencia corresponde a la Tabla de Clasificación de Emergencias, indicado en el COMERI 145 Rev. 2 y que se incluye en la documento.

HazOp(2) 4.11.1.1 5.11.1.1

Procedimientos de emergencia asociados  Procedimiento de combate de incendio  Procedimiento de atención a explosión  Procedimiento de atención de derrame  Procedimiento de combate de incendio  Procedimiento de atención a explosión  Procedimiento de atención de derrame  Procedimiento de combate de incendio  Procedimiento de atención a explosión  Procedimiento de atención de derrame  Procedimiento de combate de incendio  Procedimiento de atención a explosión  Procedimiento de combate de incendio  Procedimiento de atención a explosión  Procedimiento de combate de incendio  Procedimiento de atención a explosión  Procedimiento de combate de incendio  Procedimiento de atención a explosión  Procedimiento de combate de incendio  Procedimiento de atención a explosión  Procedimiento de combate de incendio  Procedimiento de atención a explosión Tabla 21 de este

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Tabla 23 Catálogo de escenarios de emergencias por experiencias del personal No.

Escenarios de Emergencia

1 2

Huracán Sabotaje

Responsabilidad

Nivel de Emergencia* III III

* El Nivel de Emergencia corresponde a la Tabla de Clasificación de Emergencias, indicado en el COMERI 145 Rev. 2 y que se incluye en la Tabla 18 de este documento

X.1. Estructura para dar Respuesta a la Emergencia. SISTEMA DE COMANDO DE INCIDENTES. El SCI como sistema de gestión permite el manejo efectivo y eficiente de incidentes integrando una combinación de instalaciones, equipo, personal, procedimientos y comunicaciones que operan dentro de una estructura organizacional común, diseñada para habilitar el manejo efectivo y eficiente de los incidentes. Una premisa básica del SCI es su aplicación amplia. Se usa para organizar las operaciones tanto a corto como a largo plazo a nivel de campo para una amplia gama de emergencias, desde incidentes pequeños hasta complejos, tanto naturales como causados por el hombre. Se promueve que el SCI sea utilizado por todos los niveles del gobierno tanto a nivel nacional, provincial, departamental o estatal, municipal e institucional, así como por muchas organizaciones del sector privado y no gubernamentales, y no remplaza las estructuras definidas para la gestión del riesgo en los entes territoriales, sino que por el contrario se convierte en la herramienta administrativa para desarrollar las acciones definidas dentro del mismo sistema. El SCI también es aplicable en diferentes disciplinas. Normalmente es estructurado para facilitar las actividades en cinco áreas funcionales principales:  Comando  Operaciones  Planificación  Logística  Finanzas El SCI se caracteriza por ser un sistema flexible en su organización y sirve para atender incidentes de cualquier envergadura y complejidad. Está estandarizado para permitir la incorporación rápida de personal y otros recursos, de diferentes instituciones y puntos geográficos, a una estructura de manejo común efectivo y eficiente. El SCI busca que bomberos estructurales, forestales y aeronáuticos, policía, cruz roja, comités de emergencia, fuerzas armadas, sistema de salud y otros grupos que trabajen bajo un mismo sistema, empleando una terminología común con una organización definida y regida por protocolos y procedimientos estandarizados. En la medida en que las instituciones aplican estos procedimientos estandarizados en la atención de incidentes cotidianos, pequeños y fáciles de solucionar, mejoran su preparación para trabajar con el Sistema en Incidentes de gran magnitud.

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Aplicación del SCI.  El SCI se puede aplicar en:  Derrumbes, explosiones, inundaciones, terremotos, huracanes, erupciones volcánicas y tornados.  Incendios forestales, estructurales, industriales y aeronáuticos.  Accidentes de transporte aéreo, ferroviario, acuático o terrestre.  Accidentes domésticos, vehiculares e industriales.  Misiones de búsqueda y operaciones de rescate.  Incidentes con materiales peligrosos. FUNCIONES, RESPONSABILIDADES Y ESTRUCTURA DEL SCI. Cuando en un incidente se necesita del esfuerzo de diferentes instituciones, cualquiera sea la magnitud o complejidad del mismo o el número de instituciones participantes, se requiere un trabajo coordinado para asegurar una respuesta efectiva mediante el uso eficiente y seguro de los recursos. Hay que trabajar juntos para responder de manera adecuada. Coordinar el uso efectivo de todos los recursos disponibles no es fácil, se necesita tener acuerdos previos y formalizar una estructura de gestión y operación que proporcione dirección, efectividad y eficiencia a la respuesta. El Sistema de Comando de Incidentes proporciona esa estructura. Todos los incidentes requieren que se lleven a cabo ciertas funciones de administración. El problema debe ser identificado y evaluado, se debe desarrollar e implementar un plan para afrontarlo y se deben obtener los recursos necesarios. Sin importar el tamaño del incidente, estas funciones de administración aplicarán de todas formas. Existen ocho funciones en el SCI: Mando, Planificación, Operaciones, Logística y Administración/Finanzas, Seguridad, Información Pública y Enlace. En los incidentes cotidianos pequeños y fáciles de solucionar, todas estas funciones pueden ser asumidas por una sola persona, el Comandante del Incidente. En el caso de incidentes que demanden una carga de trabajo mayor o recursos especializados estas pueden ser delegadas. Función de Mando. Es la más alta función del SCI y consiste en administrar, coordinar, dirigir y controlar los recursos en la escena ya sea por competencia legal, institucional, jerárquica o técnica. Esta función la ejerce el Comandante del Incidente (CI). Hay dos modos de ejercer el mando: como Mando Único o Comando Unificado de acuerdo con lo establecido en los protocolos. Responsabilidades del Comandante del Incidente CI. Asumir el mando, asegurar la autoridad de acuerdo a la política y a los procedimientos de la institución.  Establecer el Puesto de Comando (PC).  Velar permanentemente por la seguridad en el incidente.  Evaluar la situación.  Determinar los objetivos de incidente, sus prioridades inmediatas, la(s) estrategia(s) y táctica(s) a seguir.  Establecer el nivel de organización necesaria, monítorear continuamente la operación y la efectividad de la organización.  Administrar los recursos.  Elaborar, aprobar e implementar el Plan de Acción del Incidente (PAi). 01G-00M-09-001-F01 Rev. 5

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     

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Coordinar las actividades del Staff de Comando y Secciones. Aprobar solicitudes de recursos adicionales o su desmovilización. Autorizar la entrega de información a los medios noticiosos. Aprobar el retiro de los recursos cuando sea apropiado. Asegurar que los reportes post-incidentes estén completos. Presentar el informe final.

Cuando el primer CI determina que se van a necesitar periodo(s) operacional(es), debe designar a un adjunto. El CI adjunto debe estar igual de calificado que el CI, para poder remplazarlo en cualquier momento. Un CI adjunto del incidente es designado para:  Realizar tareas específicas solicitadas por el CI.  Asumir la función de mando del incidente como relevo.  Representar al CI para las reuniones que se le designe. La mayoría de los incidentes por lo general son pequeños, se gestionan en un periodo corto y requieren pocos recursos para la respuesta. Todos los incidentes, independientemente de su magnitud y complejidad, deben tener un sólo Comandante del Incidente (CI). El CI es quien, llegado a la escena, asume la responsabilidad de las acciones en el lugar de los hechos hasta que la autoridad del comando es transferida a otra persona. A medida que el incidente crece, el CI puede delegar autoridad a otros, según sea necesario, para el desempeño de funciones que le son propias. Cuando la expansión es necesaria, el CI establecerá las posiciones de Oficiales y Jefes. Función de Planificación. Prepara y divulga el Plan de Acción del Incidente (PAi), así como, registra y lleva el control del estado de todos los recursos del incidente. Ayuda a garantizar que el personal de respuesta cuente con la información precisa y proporciona recursos como mapas y planos de los sitios. Las funciones principales son:  Prever las necesidades en función del incidente.  Recolectar, analizar y difundir la información acerca del desarrollo del incidente a lo interno de la estructura.  Llevar el control de los recursos y de la situación.  Elaborar el PAi para el siguiente periodo operacional.  Recopilar toda la información escrita del incidente.  Planificar el retiro de todos los recursos del incidente. Función de Operaciones. Organiza, asigna y supervisa todos los recursos tácticos o de respuesta asignados al incidente o evento. Se manejan todas las operaciones de la respuesta. Las funciones principales son: 1. Participar, implementar y ejecutar el PAi. 2. Determinar las estrategias y tácticas. 3. Determinar las necesidades y solicitar los recursos adicionales que se requieran. 01G-00M-09-001-F01 Rev. 5

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En el periodo inicial de un incidente, usualmente, lo primero que delega el CI es la Sección de Operaciones. Las funciones restantes se delegan según sea necesario para apoyar las operaciones. Función de Logística. Proporcionar instalaciones, servicios y materiales para apoyo durante un evento operativo o incidente. Garantizar el bienestar del personal de respuesta al proporcionar agua, alimentación, servicios médicos, sanitarios y de entretenimiento o descanso. Además, es responsable de proporcionar el equipo de comunicaciones, suministros, transporte y cualquier cosa que se necesite durante el incidente. Función de Administración/Finanzas. En esta función se lleva el control todos los aspectos del análisis financiero del incidente, incluye la negociación de los contratos y servicios, llevar el control del personal y de los equipos, documentar y procesar los reclamos de los accidentes y las lesiones que ocurran en el incidente, mantener un registro continuo de los costos asociados con el incidente y preparar el informe de gastos. Es importante recordar que la estructura organizativa del SCI se determina según el plan establecido, sus objetivos y las necesidades de recursos. Se expande y se contrae de manera flexible. Además, se llenan únicamente aquellas funciones, puestos o secciones que sean necesarios para un incidente particular. Función de Seguridad. Vigila las condiciones de seguridad e implementa medidas para garantizar la seguridad de todo el personal asignado. Función de Información Pública. Maneja todas las solicitudes de información y prepara los comunicados para los medios de prensa, instituciones y público en general. Toda la información para divulgar debe ser autorizada por el CI. Función de Enlace. Es el contacto, en el lugar de los hechos, para las otras instituciones que hayan sido asignadas al incidente. ESTRUCTURA DEL SCI. Se parte de una estructura funcional donde el CI es quien asume inicialmente todas las funciones. Conforme el incidente se desarrolla y van llegando más recursos, será necesario delegar funciones y establecer niveles para mantener su alcance de control. Cuando el CI delega funciones de Seguridad, Información Pública y/o Enlace se les conoce como Staff de Comando y cuando delega funciones de Planificación, Operaciones, Logística y Administración y Finanzas se les llama Secciones o Staff General, estas pueden dividirse en funciones más pequeñas. La estructura del SCI tiene la capacidad de ampliarse o contraerse para adecuarse a las necesidades del incidente.

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En la siguiente imagen, se muestra la estructura del Sistema de Comando de Incidentes.

Figura 4. Estructura del SCI.

Establecimiento del Sistema de Comando de Incidentes. El establecimiento del Sistema de Comando de Incidentes se inicia cuando el primer respondedor que llega a la escena con capacidad operativa asume el mando. El mando se puede ejercer de dos formas: 



Mando único (MU). Se da cuando solo existe la presencia de una institución u organización responsable en una jurisdicción o área. Debe estar bajo un protocolo y acordado con las autoridades. Por ejemplo: Administrador de un área protegida, bomberos aeronáuticos, hospital, refinerías, fábricas de metales, represa hidroeléctrica etc. El CI debe asumir todas las responsabilidades de manejo del incidente, desarrollar y aprobar el PAi, aprobar y ordenar todas las solicitudes de recursos y la desmovilización de los mismos. Comando Unificado (CU). Se da cuando un incidente involucra a diferentes instituciones u organizaciones o a varias jurisdicciones que tienen competencias legales, geográficas o funcionales y se ha establecido previamente en los protocolos. En el CU se planifica, coordina e interactúa con eficacia; además se establecen los objetivos, estrategias en un solo Plan de Acción del Incidente. Cada institución u organización participante mantiene su autoridad, responsabilidad y rendición de cuentas.

Los representantes de las instituciones dentro del Comando Unificado toman decisiones conjuntas y hablan a través de un solo portavoz. Todas las diferencias se resuelven dentro del Comando Unificado y se mantiene la unidad de mando. Cada miembro del personal de respuesta le reporta a una sola persona dentro de su área de experiencia. Por ejemplo, dentro de un Comando Unificado, un oficial de policía no les dirá a los bomberos cómo hacer su trabajo, deben ponerse de acuerdo en la selección de los Jefes de Sección. El Jefe de la Sección de Operaciones deberá tener autoridad plena para implementar las tácticas establecidas dentro del Plan de Acción del Incidente.

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Los representantes de las instituciones dentro del Comando Unificado trabajan juntos para establecer los procedimientos de pedidos de recursos, asignar los recursos para cumplir con los objetivos de alta prioridad y ahorrar costos a través de acuerdos para compartir los gastos de servicios esenciales. Los pasos a seguir por el primer respondedor con capacidad operativa, al llegar a la escena son los siguientes: 1. Informar a su base de su arribo a la escena. 2. Asumir el mando y establecer el Puesto de Comando (PC). 3. Evaluar la situación. 4. Establecer su perímetro de seguridad. 5. Establecer sus objetivos. 6. Determinar las estrategias. 7. Determinar la necesidad de recursos y posibles instalaciones. 8. Preparar la información para transferir el mando. 1. Informar a su base de su arribo a la escena. Al llegar al lugar, informe a la central de comunicaciones o base su arribo a la escena y dé el nombre como se identificará el incidente. 2. Asumir el mando y establecer el Puesto de Comando (PC). Informar a su base quién asume el mando del incidente, la identificación radial del mando y el lugar donde se estableció el PC. Al establecer el PC asegúrese que este tenga las siguientes condiciones:  Seguridad.  Visibilidad.  Facilidades de acceso y circulación.  Disponibilidad de comunicaciones.  Lugar alejado de la escena, del ruido y la confusión.  Capacidad de expansión física. 3. Aspectos a considerar al evaluar la situación. Las personas que trabajan en un incidente deben tener un completo conocimiento de la situación. Para contar con adecuada información, se requiere que como primeros respondedores se evalúe la situación con el fin de tener una visión integral. Estos datos dependen de las características propias de cada evento. Comienzan a recolectarse en la evaluación inicial de la escena y en general, responden a las interrogantes siguientes:  ¿Cuál es la naturaleza del incidente?  ¿Qué sucedió?  ¿Qué amenazas están presentes?  ¿De qué tamaño es el área afectada?  ¿Cómo podría evolucionar?  ¿Cómo se podría aislar el área?  ¿Qué lugares podrían ser adecuados para el área de espera y área de concentración de víctimas u otra instalación?  ¿Qué rutas de acceso y de salida son seguras para permitir el flujo del personal y del equipo? 01G-00M-09-001-F01 Rev. 5

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

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¿Cuáles son las capacidades presentes y futuras, en términos de recursos y organización?

En el caso de que se llegue al lugar cuando ya se han iniciado operaciones, podrían agregarse: ¿Qué progreso se ha logrado?  ¿Cuál es el potencial de crecimiento del incidente?  ¿Qué recursos están en espera?  ¿Cuál es el plan actual?  ¿Cómo pudiera mejorarse? 4. Establecer su perímetro de seguridad. Al establecer su perímetro de seguridad, debe de considerar los siguientes aspectos:  Tipo de incidente.  Tamaño del área afectada.  Topografía.  Localización del incidente con relación a las vías de acceso y áreas disponibles alrededor.  Áreas sujetas a derrumbes, explosiones potenciales, caída de escombros, cables eléctricos, etc.  Condiciones atmosféricas.  Posible ingreso y salida de vehículos.  Coordinar la función de aislamiento perimetral con el organismo de seguridad correspondiente.  Solicitar al organismo de seguridad correspondiente el retiro de todo el personal que se encuentre en el área del incidente y que no forme parte del personal de respuesta reconocido por el sistema de atención de emergencia. 5. Establecer los objetivos. El primer respondedor debe establecer un plan de acción del incidente (PAi), que se conoce como el PAi inicial. Esta planificación la hace mentalmente y comienza determinando los objetivos que deben expresar claramente lo que se necesita lograr, ser específicos, observables, alcanzables y evaluables. 6. Determinar las estrategias. En el PAi se establecen la(s) estrategia(s) correspondientes a cada objetivo, asignaciones tácticas de los recursos con que cuenta y la organización. 7. Determinar las necesidades de recursos y las posibles instalaciones. El plan de acción del incidente indica, además: Cuál es la necesidad de recursos, para solicitarlos a la central de comunicaciones; Las instalaciones que podrían requerirse y su ubicación. 8. Preparar la información para transferir el mando. Siempre las transferencias de mando se efectúan de manera verbal, debe llevarse a cabo en persona y cara a cara. El CI es quien, llegando a la escena, asume la responsabilidad de las acciones. Se puede transferir el mando por las siguientes razones:  Por requerirse un CI con mayor experiencia o con algún conocimiento especial.  Por requerirse un CI con autoridad local, legal o jerárquica. 01G-00M-09-001-F01 Rev. 5

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  

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Por la magnitud, complejidad y tipo del incidente. Por relevo de tiempo en la función de CI. Por razones de seguridad.

Información que debe transmitirse al hacer la transferencia del mando en forma verbal:  Estado del incidente:  ¿Qué pasó?  ¿Qué se ha logrado?  ¿Qué se tiene que hacer?  ¿Qué se necesita? o Situación actual de seguridad o Objetivos y prioridades o Organización actual o Asignación de recursos o 0ecursos solicitados y/o en camino o Instalaciones establecidas o Plan de comunicaciones o Probable evolución Una vez hecha la transferencia de mando, ésta debe ser informada a la central de comunicaciones para que sepa quién es el nuevo Comandante del Incidente. Primero lo hace el CI saliente y luego lo hace el CI entrante. El SCI en un modelo que promueve la estandarización para la administración de incidentes eventos u operativos y para su implementación se requiere desarrollar normas, planes, protocolos, procedimientos y acuerdos entre otros. El SCI también le permite prever el desarrollo estructuras operacionales estandarizadas, para que las instituciones públicas y los organismos no gubernamentales y la empresa privada puedan trabajar juntas de una manera más coordinada. La flexibilidad del modelo permite ser utilizado y adaptado a cualquier situación, desde incidentes locales o en aquellos donde se requiere la activación y el apoyo Municipal, Departamental, Provincial o Nacional. Su flexibilidad también hace que sea aplicable en todos los aspectos posibles de incidentes, incluyendo aquellas que requieren de múltiples instituciones y jurisdicciones, por ejemplo, los incidentes que ocurren lo largo de las fronteras entre los países y/o de la coordinación multidisciplinaria. CICLO DE PLANEACIÓN.

Notificación Una vez iniciado el incidente, deberá notificarse de inmediato a las áreas responsables de atender la emergencia, así como a la Máxima Autoridad del Centro de Trabajo. En caso de ser una emergencia mayor (Nivel III, IV o V), se dará aviso de inmediato al CAM y/o al GRAME. Deberá elaborarse un procedimiento de notificación tanto para emergencias internas como para Emergencias mayores.

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Respuesta Inicial y evaluación En todos los incidentes ocurre un periodo de respuesta inicial y evaluación. Las unidades de primera respuesta van al sitio de la emergencia para analizar la situación, evaluar las consecuencias y tomar acciones iniciales de mitigación. La mayoría de los incidentes terminan en esta etapa. Se consideran respuestas de corto plazo y de poco alcance, que se resuelven con los recursos de las unidades de primera respuesta en pocas horas. En estas situaciones sólo es necesario general el Formulario SCl-201.

Informe inicial-transferencia de Mando En emergencias que transcienden las respuestas de corto plazo, se activa el Sistema de Comando de Incidentes (SCI) en un Centro de Operaciones de Emergencias. En el proceso de transferencia de mando (el primer respondedor entrega el mando a una autoridad superior) se entrega el formulario SCl-201 que funciona como el Plan de Acción del Incidente para la respuesta inicial y continúa desarrollándose hasta que se produzca un nuevo Plan de Acción. La generación del nuevo plan de acción puede tomar varias horas e incluso ponerse en operación en el siguiente operacional.

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Reunión inicial del Comando Unificado Una vez reunidos los miembros del CM o GRAME, intercambian opiniones y toman decisiones para guiar los esfuerzos operacionales antes de la reunión de objetivos del Comando Unificado. La reunión debe ser breve y en ella se deben documentar todas las decisiones e instrucciones. Los resultados de esta reunión contribuirán a guiar las medidas de respuesta generales. Las decisiones deben ser documentadas como seguimiento al formulario SCl201 El CU fijará las prioridades de respuesta, identificará las limitaciones y obstáculos, formulará los objetivos del incidente. En las reuniones subsecuentes, se revisarán y actualizarán los resultados, según se requiera.

Reunión táctica Esta reunión genera la información sobre operaciones que se requieren para apoyar el Plan de Acción del Incidente (PAi), el Jefe de la Sección de Operaciones puede presentar la matriz de análisis del trabajo y presentará el proyecto de hoja de trabajo de Planificación de las Operaciones (SCl-215). El jefe de la Sección de Operaciones también presentará el proyecto de hoja de trabajo de Análisis de Peligros y Riesgos (Anexo 10). El jefe de la sección de Operaciones y el Jefe de la Sección de Planeación solicitarán contribuciones de los asistentes a fin de mejorar esos proyectos que serán sometidos a la reunión de Planificación para su aprobación por parte de todo el personal.

Reunión de Planeación En esta reunión se ofrece una panorámica del Plan Táctico encaminado a la aplicación de las orientados, prioridades y objetivos actuales del Comando. Se revisa el cumplimiento de todas las indicaciones, prioridades y objetivos. Se dá un panorama del estado actual de las operaciones en curso. Se presenta el Plan de Acción del incidente incluidas estrategias, tácticas, contingencias, recursos, organigrama y elementos generales de manejo, como son divisiones, grupos, entre otros.

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Reunión de Información sobre Operaciones En esta reunión se presenta el Plan de Acción del Incidente a los supervisores del turno entrante de la Sección de Operaciones. Luego de la sesión y durante el cambio de turno, los relevos y el Jefe de la Sección de Operaciones deben entrevistar a los supervisores salientes para verificar la eficacia del PAi. El supervisor de la División o Grupo pueden hacer ajustes de último minuto a las tácticas de su incumbencia. Así mismo, el supervisor puede reasignar recursos dentro de esa División o Grupo para adaptarlo a las condiciones cambiantes.

Ejecución del PAi y Evaluación de la Situación (Comienzo de un nuevo periodo operacional) La evaluación es un proceso continuo que ayuda a ajustar las operaciones en curso y a planificar las futuras operaciones. Despues de la sesión de información y el cambio de turno, todos los Jefes de Sección del Comando revisarán cómo ha evolucionado la respuesta del incidente y harán recomendaciones al CU en preparación para la próxima Reunión de Objetivos del CU. Esa retroalimentación e información se copia de forma sostenida de diversas fuentes, incluidos Observadores en el Terreno, las sesiones de obtención de información con el personal de respuesta, los interesados, etc. El CU debe alentar al Comando a que dejen el Puesto de Mando del Incidente y vean por ellos mismos las zonas den incidente a las que se estén brindando apoyo. A continuación, se describe la estructura, organización y directorios para dar respuesta a una emergencia a los posibles escenarios de emergencia derivados de los procesos que se llevan a cabo en los servicios de compresión de gas CA-Ku-A1. X.1.1 Organigrama. El Plan de Atención a Emergencias Interno (PAEI), como su nombre lo indica, se refiere a la serie de instrucciones y acciones de ejecución inmediata a realizarse internamente siempre y cuando los efectos o consecuencias del escenario se puedan controlar y combatir con equipo, recursos y personal de la instalación. En este sentido, el personal que labora en los servicios de compresión de gas CA-Ku-A1 se encuentra organizado mediante una Unidad de Respuesta a Emergencias (URE), integrada por una URE estratégica y una URE táctica. A continuación, se describe la organización con la que se cuenta.

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Unidad de Respuesta a Emergencias Es la organización interna de la instalación formada por personal técnico y administrativo, que tiene la finalidad de responder con acciones y responsabilidades específicas en la atención a una emergencia en su instalación. Durante una emergencia, los miembros de la URE Estratégica se reunirán en el Centro de Operación de Emergencias (COE) principal ubicado en la oficina de la Superintendencia. La URE Táctica debe presentarse en los puntos de reunión correspondiente a cada brigada. Servicios Compresión de Gas CA-Ku-A1, integra su Unidad de Respuesta a Emergencias (URE) para realizar las acciones de atención y combate a emergencias. Para la integración de esta unidad, el Superintendente Base Mar, las jefaturas de Seguridad y Medio Ambiente en Sitio, Hook-Up, Comisionamiento, Terminación Mecánica, Administrador y Control de Materiales se reúnen para definir el personal que desempeñará las funciones en cada una de las brigadas de emergencia con las que cuenta, las cuales son lideradas por el jefe de Comisionamiento y Seguridad Base Mar.

Figura 5. Organigrama de la URE.

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Tabla 24. Directorio telefónico de miembros de las brigadas de emergencia Puesto de la URE

Grupos de Apoyo

Nombre

Teléfono Móvil

Correo

Coordinador y Notificador de la Emergencia

1.- Director

Rafael García Sánchez

8335006800

rafael.garcia@dragadosoffshoremexi co.com

Suplente Coordinador de la Emergencia

2.- Coordinador (Gerente de Operaciones)

Anselmo López Che

938 122 1447

Anselmo.lopez@dragadosoffshorem exico.com

Coordinador de Brigadas de la Emergencia

3.- Grupo de Operaciones Marinas (Plataformas Costa afuera Superintendentes)

Lázaro González Meléndez Sergio Guevara Solís

833 311 4113 296 114 1086

Jefe de Brigada de Combate de Incendio y Atención de Derrame

4.- Grupo de Seguridad Industrial

Joel Toledo Cruz María Soledad Ramírez Pimentel

921 200 1111 921 105 3504

Jefe de Brigada de Apoyo a la Emergencia

5.-Grupo de Comunicaciones y Atención a Evacuados (RH y Logística)

Jhoan Osorio Julio Ortíz

Jefe de Brigada de Primeros Auxilios, Búsqueda y Rescate

6.- Grupo de Servicios Médicos

Candelaria Guzmán Cruz Oscar L. Hernández Almeida

993 281 8859 982 104 6143

Jefe de Brigada de Control y Operaciones

7.- Grupo de Protección a Instalaciones (Almacén, Gerente de SSMA)

Ronaldo May Gutiérrez Joel Toledo Cruz

938 800 7900

833 311 1197 938 104 1076

lazaro.gonzalez@dragadosoffshorem exico.com sergio.guevara@dragadosoffshorem exico.com joel.toledo@dragadosoffshoremexico .com soledad.ramirez@dragadosoffshore mexico.com jhoan.osorio@dragadosoffshoremexi co.com julio.ortiz@dragadosoffshoremexico. com serviciomedico.cdcarmen@dragados offshoremexico.com serviciomedico.cakua@dragadosoffs horemexico.com almacen.cdcarmen@dragadosoffsho remexico.com

URE TÁCTICA Como inicio el calificativo “TACTICA” corresponde a la actuación y contención de la emergencia con los recursos humanos y dispositivos de seguridad y contenciones propias del centro de trabajo, en este caso los servicios de compresión de gas CA-Ku-A1. X.1.2 Conformación de Brigadas de Emergencia. Las Brigadas de Respuesta a Emergencias se conforman considerando:  Los escenarios de riesgo identificados en el ARP asociados a la Instalación;  La actividad del sector hidrocarburos;  La naturaleza de sus actividades de proceso;  La disponibilidad de su plantilla laboral; y  Capacidades para el desempeño en la brigada correspondiente. X.1.3 Responsabilidades y funciones del personal integrante de las brigadas. Cuadro de roles y funciones. Tomando en consideración los criterios mencionados, se consideran 4 brigadas:  Brigada de primeros auxilios, búsqueda y rescate  Brigada de contraincendios y derrames 01G-00M-09-001-F01 Rev. 5

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 

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Brigada de control y operaciones y Brigada de apoyo a la emergencia.

A continuación, se indican las funciones y responsabilidades del personal de la URE Estratégica: Funciones y responsabilidades del personal de la URE Coordinador y Notificador de la Emergencia: Este cargo es ocupado por la Máxima Autoridad de la Instalación, el Superintendente Base Mar CA-KU-A1, de acuerdo al Nivel de la Emergencia determinado, sus funciones serán:  Presentarse al Centro de Operación de la Emergencia (COE) y activar el Plan de Emergencia de acuerdo al Nivel de la Emergencia.  Convocar a los integrantes de la Unidad de Respuesta a Emergencias URE.  Organizar el plan de acción.  Dirigir las operaciones desde el Centro de Operación de Emergencias (COE) de la Instalación.  Evaluar la situación de acuerdo al evento.  Coordinar las brigadas de acuerdo al escenario de riesgo.  Comunicar a la Unidad Operativa C.P. KU-A  Ordenar el paro total o parcial de la instalación de acuerdo al evento.  Ordenar la evacuación total o parcial de la instalación.  Solicitar apoyo a la URE Estratégica cuando el nivel de la emergencia sea Nivel II.  Declarar el fin o cese de la emergencia.  Capturar en el Sistema Oficial el evento y su cronología.  Convocar al URE, para elaborar el informe técnico de la Atención y Manejo de la Emergencia, de acuerdo a los formatos contenidos en este PRE.  En caso de derrames, deben realizar los reportes correspondientes establecidos por SEMARNAT/ASEA y SEMAR notificar al cliente y a la alta dirección. Suplente del Coordinador y Notificador de la Emergencia: Este cargo será ocupado por el Jefe de Seguridad y Medio Ambiente en Descanso respectivamente, su función es de apoyo a la Máxima Autoridad de la Instalación y en su ausencia desempeñar el puesto del Coordinador y Notificador de la Emergencia. Coordinador de Brigada  El jefe de brigada coordina y dirige las brigadas, desarrollando estrategias conjuntas, para un mejor y eficaz desempeño.  Coordinar las operaciones durante las emergencias.  Planear la organización de la brigada.  Trazar planes de acción.  Proveer lo conveniente para el entrenamiento y capacitación.  Asignar tareas y responsabilidades a los miembros de la brigada.  Instruir a los brigadistas a llevar el control periódico sobre el estado de los sistemas y equipos de protección contra incendios.  Motivar y mantener en alto la moral de la brigada 01G-00M-09-001-F01 Rev. 5

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Brigadista  Asegurar en todo momento la seguridad del personal de la organización.  Realizar entrenamientos continuos y realizar simulacros de manera periódica de lucha combate de incendios, atención de derrame, explosión, choque de embarcación terrorismo vandalismo (sabotaje), fenómenos naturales, evacuación, rescate y actividades de primeros auxilios.  Se debe diseñar e implementar métodos de control efectivo y actuación para saber cómo proceder en caso de emergencia  Implementar equipos de alarma como megáfono o establecer códigos de alarma y hacerlos conocer a todo el personal de la organización.  Se debe llevar un control periódico sobre el estado de los sistemas y equipos de protección contra incendios.  Se debe estar preparado para reaccionar inmediatamente ante cualquier imprevisto, contingencia o presencia de un peligro inminente.  Tomar las riendas de las actividades en caso de emergencia, dirigiendo evacuación de personas y salvamento de bienes de valor de la organización.  Asegurarse de que se cumplan las normas establecidas orientadas a la seguridad industrial.  Mantener el directorio actualizado de las entidades especializadas de apoyo externo, como hospitales, bomberos, cruz roja, defensa civil y otros organismos, que finalmente darán la atención final a los afectados de una emergencia.  Verificar periódicamente el funcionamiento óptimo de la señal de alarma para que todos los trabajadores evacuen de inmediato, asegurándose en caso se trate de una sirena de que esta sea escuchada por absolutamente todo el personal Encargado de Comunicación: Este cargo será ocupado por el Jefe de Logística de Personal Administrador, sus funciones serán:  Asegurar que la cantidad de personal a bordo no rebase la capacidad de salvamento con la que cuente la instalación.  Solicitar apoyo logístico a la Subdirección de la Coordinación de Servicios Marinos (SCSM).  Comunicar a las embarcaciones de apoyo para atender la emergencia.  Informar al Coordinador de la Unidad de Respuesta a Emergencia sobre las condiciones Meteorológicas imperantes durante el evento.  Recibir instrucciones del Coordinador de la Unidad de Respuesta a Emergencia.  Mantener actualizado en el pintarrón del COE: el inventario de embarcaciones de apoyo y la cantidad de personal de la empresa y compañías; así como su lista de asistencia. Responsabilidades de trabajadores y empleados en general Antes      

Conocer las instalaciones físicas de la empresa. Identificar la ruta de evacuación. Reconocer la ubicación de los extintores y demás equipos que puedan ser usados en emergencias. Mantener consigo la siguiente documentación mientras permanece en las instalaciones de la empresa: Credencial de identificación Carnet de Asistencia Social

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 

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Si tiene un visitante, pasar por él al área de control de ingreso a la instalación y llevarlo consigo al sitio de reunión acordado. Verificar que reciba la plática de inducción.

Durante  Si se entera de una situación de riesgo, informar de inmediato a algún brigadista o superviso o jefe de seguridad.  Si escucha la orden de evacuación, suspender completamente sus actividades.  Dirigirse por la ruta de evacuación establecida.  Si tiene algún visitante, llevarlo con usted hasta el punto de encuentro.  Evitar difundir rumores y ayudar a mantener la calma.  Ayudar a personas que lo necesitan, como mujeres en estado de embarazo, enfermo, lesionado y/o con discapacidad.  Si hubo alguna persona que no pudo evacuar, informar a los brigadistas, vigilantes u organismos de socorro.  Cumplir con las instrucciones que reciba del coordinador de emergencias o la brigada.  Si ha evacuado mencionar su nombre y lugar de procedencia a los brigadistas Después  Informar sus acciones, beneficios y fallas durante la evacuación.  Reanudar sus actividades tan pronto reciba la orden para ello.  Abstenerse de dar información no autorizada a medios de comunicación u otras personas La integración de las brigadas se conforma de la siguiente manera: Coordinador de Brigadas de Emergencia Este cargo será ocupado por el Grupo de Operaciones Marinas (Plataforma Costa afuera Superintendentes) de la Plataforma CA-KU-A1, sus funciones serán:  Coordinar las brigadas de acuerdo al escenario de riesgo y Nivel de la Emergencia  Informar al coordinador de la URE el estado de las Brigadas.  Comunicar a las brigadas las instrucciones del coordinador de la emergencia.  En el escenario de riesgo a dar atención y respuesta de emergencia de acuerdo a procedimiento correspondiente Jefe de Brigada de Combate de Incendio y Atención a Derrames Este cargo será ocupado por Grupo de Comunicaciones y Atención a Evacuados (RH y Logística) de la Plataforma CA-KU-A1, sus funciones serán:  Mantener el control del personal de su brigada.  Reportar al Centro de Operación de la Emergencia (COE) una vez que esté preparado para intervenir con su brigada, al darse la notificación de la emergencia, desde su lugar de conteo a través del Sistema de Voceo.  Evaluar para determinar si está en su capacidad controlar, extinguir y combatir el incendio.  Solicitar al Coordinador de la Emergencia los recursos materiales y humanos a requerirse durante la atención al evento.  Reportar al Coordinador de la Emergencia el desarrollo y las acciones realizadas en la atención del evento. 01G-00M-09-001-F01 Rev. 5

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 Comunicar al Coordinador de la Emergencia el suministro o reemplazo del equipo de seguridad al término de la emergencia. Jefe de Brigada de Primeros Auxilios, Búsqueda y Rescate Este cargo será ocupado por el Grupo de Servicios Médicos de la Plataforma CA-KU-A1, sus funciones serán:  Mantener el control del personal de su brigada.  Reportar al Centro de Operación de la Emergencia (COE) una vez que esté preparado para intervenir con su brigada, al notificarse la emergencia.  Proporcionar la atención médica y primeros auxilios al personal que resulte lesionado en el lugar seguro lo más cercano a la emergencia, sin poner en riesgo al personal de su brigada.  Comunicar al Coordinador de la Emergencia, para solicitar los apoyos necesarios de acuerdo al escenario. Jefe de Brigada de Control y Operaciones Este cargo será ocupado por el Grupo de Protección a Instalaciones de la Plataforma CA-KU-A1, sus funciones serán:  Arribar al lugar de la emergencia y asumir la coordinación de la Brigada de Control de Operaciones.  Mantener el control del personal de su brigada.  Reportar al COE una vez que esté preparado para intervenir con su brigada, al darse el estado de emergencia.  Participar en la elaboración del informe técnico de la evaluación del evento Jefe de Brigada de Apoyo a la Emergencia Este cargo será ocupado por el Grupo de Comunicaciones y Atención a Evacuados de la Plataforma CA-KU-A1, quien al tener conocimiento de una emergencia se debe reportar con el coordinador de la emergencia y realizar las actividades de apoyo de acuerdo al escenario, sus funciones serán:  Mantener el control del personal de su brigada si la tiene.  Reportar al COE una vez que esté preparado para intervenir con su brigada, al darse el estado de emergencia.  Operar los botes de salvamento.  Participar en la elaboración del informe técnico de la evaluación del evento. X.1.4 Centro de Operación de Emergencias (COE). El Centro de Operación de Emergencias se ubica en la oficina de la Superintendencia, lugar donde se encuentra la información técnica como:  Lay out de la instalación  Plano de Ubicación de Extintores Portátiles  Plano de Ubicación de Extintor tipo Carretilla  Plano Ubicación de Equipo Protección Personal (Bomberos)  Diagramas de Tubería e Instrumentación (de acuerdo a actividades de interconexión)  Planos de Construcción (de acuerdo a actividades de interconexión)  Plano de Rutas de Evacuación  Ubicación de Materiales  Equipo de Comunicación  Equipo de Oficina (Computo)  Pintarrón  Red de Comunicación externa e interna, sistema de voceo (Radios portátiles)  Área adecuada para cada ocupante 01G-00M-09-001-F01 Rev. 5

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El Equipo de cómputo disponible para realizar cálculos o análisis de la emergencia es el siguiente: CPU Marca Proteus N/S: PRO15040419 Procesador i5 4440 CPU @ 3.10GHz 8 Gb Ram; CPU Marca Proteus N/S: PRO14100029 Procesador i5-4440 CPU @ 3.10GHz 8 Gb Ram. Sistema de Voceo (Megáfono), Radios Portátiles: 6 (cada jefe de brigada, coordinador de brigadas y coordinador de la emergencia debe contar con un radio mismo que será entregado por el Coordinador de la emergencia, durante la coordinación del evento). Códigos de Alarma para emergencias. Servicio Compresión de Gas CA-KU-A1, en esta etapa de interconexión cuenta con sistemas de señalización de riesgos y megáfono (elemento de comunicación de emergencia audible); El equipo (megáfono) es bocina acústica portátil o de mano que se utilizará para amplificar la voz de aviso a todo el personal en un evento de emergencia, servirá para dirigir el sonido en la dirección que apunta el equipo mediante el cual se dará aviso del código que aplique respecto a la emergencia: Tabla 25. Códigos de Alarmas para emergencias Alarmas Status

Visual

Audible

Fuera de la habitacional

Dentro de la habitacional

NA

NA

NA

NA

Detener trabajo, mantenerse atentos al voceo, asegurar el sitio de trabajo y reportarse al punto de reunión y conteo.

Mantenerse atentos al voceo, asegurar el sitio de trabajo y reportarse al punto de reunión y conteo.

Normal

Verde

Fuego

Rojo

Gas Tóxico

Azul

Gas Combustible

Amarillo

Abandono

Blanco

Alarma y Anuncio por Voceo

Violeta

Alarma y Anuncio por Voceo

Hombre al agua

Acciones

Personal laborando o de descanso

Alarma y anuncio por voceo

Reportarse a su punto de reunión y conteo asignado

Si el acceso no es posible, reportarse al punto alterno

Si el acceso no es posible, reportarse al punto alterno Proceder a su estación de evacuación asignada Verificar la periferia más próxima a usted de la plataforma donde se encuentre y reportar el avistamiento del hombre en el agua

Proceder a la estación de evacuación asignada

Proceder a la estación de evacuación asignada

Vocear por sistema de voceo dando la ubicación de la persona en el agua sin perderla de vista

Vocear por sistema de voceo dando la ubicación de la persona en el agua sin perderla de vista

Señal de fin de emergencia: Esta Señal la emitirá la Máxima Autoridad de la Instalación por el megáfono.

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X.2 Descripción de los sistemas de control, detección de derrames, gas, fuego, alarmas y equipos contra incendio. Se cuenta con sistemas para la detección, control y extinción de incendios, los cuales se describieron en el apartado IX.10 del presente documento.

X.3 Inventario de equipos, recursos materiales y/o insumos requeridos y disponibles para la atención de Emergencias. A continuación, se indican los recursos disponibles. Tabla 26. Lista de Equipos de seguridad, Salvamento, Protección Ambiental y Primeros Auxilios PDA.

UNIDAD

CANTIDAD

Descripción

1

Pza.

29

Extintores Portátiles De CO2 4.5 Kg.

2

Pza.

31

3

Pza.

5

4

Pza.

6

Extintores Portátiles De PQS. 6 Kg. Trajes de Bomberos Completo (Pantalón, Chaquetón, Botas, Casco y Guantes) Balsa Salvavidas Auto inflable 25 Personas./Base/Accesorios

5

Pza.

10

Aro Salvavidas con Cintas Reflejantes/Base/Rabiza de 24ӯ

6

Pza.

1

Megáfonos

7

Pza.

76

Equipos de Respiración Autónoma de 30 minutos

8

Pza.

2

Detector de Gas Múltiple

9

Pza.

50

Detector de Gas Portátil H2S

10

Pza.

8

Cilindro de 300 ft³

11

Pza.

6

Mascarillas

12

Pza.

7

Mangueras

13

Pza.

2

Manómetro

14

Pza.

1

Manifuld

15

Pza.

7

Accesorios (T-block y pictel)

16

Pza.

7

Mangueras contra incendio 1 ½” Ø

17

Pza.

3

Mangueras contra incendio 2 ½” Ø

18

Pza.

5

Boquilla para manguera C.I. 1 ½” Ø

19

Pza.

3

Boquilla para manguera C.I. 2 ½” Ø

20

Pza.

3

21

Pza.

3

22

Pza.

2

Llave universal para boquillas C.I. 1 ½” Ø Bifulcación en “Y” con conexión de 2 ½” Ø hembra ½” Ø Macho NST con Válvulas de Cierre (2 ½” Ø a 1 ½” Ø) Musgo Absorbente (Bultos)

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Tabla 27. Equipos de Seguridad y Atención de Emergencias, Disponible en Almacén Equipos de Seguridad y Atención de Emergencias, Disponible en Almacén Trajes de Bombero completo (botas, casco, monjas, guantes, pantalón, chaquetón).

Kits para contención de derrames de sustancias químicas

Traje encapsulado nivel “A” de protección contra sustancias químicas

Megáfonos/altavoces portátiles

Camillas de rescate

Inmovilizador de cuerpo tipo araña

Equipo de rescate (camilla, herrajes, cuerdas)

Lámparas de mano portátiles

Camillas para traslado de lesionados

Chalecos reflejantes para comando de incidentes

Detectores de gases múltiples

Guantes de neopreno para emergencias de sustancias químicas

Guantes para altas temperaturas

Overall para manejo de sustancias químicas

Guantes de neopreno para manejo de sustancias químicas

Kits para contención de derrames de sustancias químicas

Tabla 28. Recursos Disponibles en el Centro de Operaciones en Emergencias Recursos Disponible en el Centro de Operaciones en Emergencias Teléfono TELMEX Teléfono MICRO Radio Trunking Fax Televisión Grabadora Cámara Fotográfica Videograbadora Radio AM y FM Reloj Sistema Interrumpido de Emergencia (UPS) Computadoras Impresoras

Scanner Proyector Máquina Copiadora Papelería Pizarrón Mobiliario Cocineta Servicios Sanitarios Equipo de Protección Personal Protección auditiva Guantes de seguridad de diferentes tipos (según aplique el riesgo de la actividad). Mascarillas contra partículas suspendidas totales. Mascarillas para humos de soldadura.

Instalación de Atención Médica y Equipo de Primeros Auxilios El consultorio médico se ubica en un área de la plataforma, en el cual se encuentran botiquines de primeros auxilios, además de otros aditamentos para la atención de un lesionado. El Doctor de la plataforma es el responsable de la administración del botiquín, accesorios y medicamentos, así como de su revisión periódica y encargado del mantenimiento del mismo. Se hace una inspección semanal de los botiquines disponibles en la plataforma. La empresa a través del personal de apoyo en tierra establecerá la línea de dirección para la atención del lesionado, asignado a la instalación de salud para proporcionar el servicio de atención médica de urgencias en tierra, que estarán disponibles para brindar atención de primeros auxilios al personal de la empresa que lo requiera. El servicio de atención médica está disponible las 24 horas del día durante la etapa de interconexión.

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Inventario de Equipo para brindar primeros auxilios, disponibles en el consultorio médico.  Camilla  Araña  Estabilizador craneal  Collarín semirrígido  Tanque de oxígeno medicinal  1 Maletín Médico (baumanómetro, reanimación con mascarilla, reservorio)  Guantes de Látex.  Gasas.  Chalecos identificadores para socorristas.  Maletín rojo con kit para quemaduras  Férula flexible.  Vendajes.  Kit de corte (tijeras, pinzas Kelly rectas, mordedera)

X.4 Rutas de evacuación. Las rutas de evacuación se encuentran identificadas en el Plano de evacuación. En el Anexo 3 se presentan el Plano de evacuación.

X.5 Procedimientos de emergencias.

A continuación, se indican los procedimientos de atención para cada uno de los escenarios propuestos, de acuerdo con lo indicado en la siguiente Tabla.

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Tabla 29. Escenarios de riesgo y procedimientos de emergencia asociados. Clave del escenario E.1

E.2

E.3

E.4

E.5

E.6

E.7

E.8

E.9

Nombre del escenario Fuga de gas en la línea de llegada 36”-GAM-5000-C-A06T1 por orificio de 2” Ø debido a corrosión, al Slug Cátcher debajo contenido de N2 FA-5011 con formación de nube tóxica, explosiva con posible incendio y/o explosión, daño al personal, a la instalación, producción y al medio ambiente. Se presenta sobrepresión en el Cabezal general de condensados 8”-CA5318-C-A06T1 debido al cierre de SDV-5220 con fuga de 1.6” en uniones bridadas, formación de nube tóxica e inflamable, con incendio y/o explosión con daño al personal, a la instalación y al medio ambiente. Fuga de gas y condensado en línea de llegada al Separador de Interetapa FA-5201A, 20”-GAM-5029A-C-D02T1 debido a corrosión formándose orificio de 1.25” Ø con formación de nube tóxica e inflamable, con incendio y/o explosión con daño al personal, a la instalación y al medio ambiente. Fuga de gas y condensado en línea de llegada al Separador de descarga FA-5202D, 16”-GAM-5033A-C-D02T1 debido a corrosión formándose orificio de 1.25” Ø con formación de nube tóxica e inflamable, con incendio y/o explosión con daño al personal, a la instalación y al medio ambiente. Se presenta pérdida de sello en el recipiente FA-5220 provocando sobrepresión en el separador de 2da etapa FA-5221 hasta llegar a la ruptura de la línea 6”-CA-PA-5220-02-CA06T1, con formación de nube tóxica e inflamable, con incendio y/o explosión con daño al personal, a la instalación y al medio ambiente. Fuga de vapor de condensados en la línea 6”-CA-5320-C-A06T1 de entrada al paquete de medición de condensados PA-5225, por orificio de 0.75” Ø debido a corrosión, con formación de nube tóxica, explosiva con posible incendio y/o explosión, daño al personal, a la instalación, producción y al medio ambiente. Disparo de Compresores GB-5250 provoca sobrepresión en el recipiente FA-5250 y en el paquete de estabilización de condensados provocando ruptura del separador de succión FA-5250, con fuga por formación de orificio de 4.8 in, formándose nube tóxica, con incendio y/o explosión, daño al personal, a la instalación y al medio ambiente. Fuga de gas 0.75” en brida de 6” a la entrada del Depurador de Gas Combustible FA-5410, debido a corrosión con formación de nube tóxica, explosiva con posible incendio y/o explosión, con daño al personal, a la instalación y al medio ambiente Falla de la válvula de regulación PCV-7002 permanece cerrada, provocando la pérdida de presión positiva con ingreso de aire al cabezal 36”-DAP- 5231-CA06T1, formación de mezclas explosivas y riesgo de implosión con daño al personal, instalación y medio ambiente

Responsable del escenario

Procedimientos de emergencia asociados

Comisionamiento

 Procedimiento de combate de incendio  Procedimiento de atención a explosión

Comisionamiento

 Procedimiento de atención de derrame  Procedimiento de combate de incendio  Procedimiento de atención a explosión

Comisionamiento

 Procedimiento de atención de derrame  Procedimiento de combate de incendio  Procedimiento de atención a explosión

Comisionamiento

 Procedimiento de atención de derrame  Procedimiento de combate de incendio  Procedimiento de atención a explosión

Comisionamiento

 Procedimiento de combate de incendio  Procedimiento de atención a explosión

Comisionamiento

 Procedimiento de combate de incendio  Procedimiento de atención a explosión

Comisionamiento

 Procedimiento de combate de incendio  Procedimiento de atención a explosión

Comisionamiento

 Procedimiento de combate de incendio  Procedimiento de atención a explosión

Comisionamiento

 Procedimiento de combate de incendio  Procedimiento de atención a explosión

Los procedimientos de emergencia se presentan en el Anexo 2.

X.6 Procedimiento de comunicación de riesgos. La secuencia del Procedimiento de Comunicación Interna y Externa se detalla en el Diagrama de Flujo de Comunicación Interna y Externa. Para Nivel I y Nivel II de Emergencia, la comunicación es local y sólo se realiza por los integrantes de la Unidad de Respuesta a Emergencias Táctica, dando aviso de inmediato al Centro de Coordinación y Apoyo a Emergencias (CCAE) de PEMEX. Los integrantes del URE se trasladan al Centro de Operación de Emergencia (COE).

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Para Nivel III ó Superior de Emergencia, la comunicación es interna-externa. Externa refiere a la comunicación dentro del GRAME con las dependencias de Protección Civil, ASEA, CNH y demás entes Gubernamentales etc. A continuación, se presentan los diagramas de flujo para la comunicación de los niveles I, II y III ó mayor.

COE

URE TÁCTICA

Coordinador y Notificador de la Emergencia

Coordinador de Brigadas de la Emergencia

Brigada de Primeros Auxilios, Búsqueda y Rescate

Brigada de Control y Operaciones

Brigada de Contra incendio y derrames

Brigada de apoyo a la emergencia

Figura 6. Diagrama de flujo de comunicación Nivel I.

Brigada de Primeros Auxilios, Búsqueda y Rescate

COE Estratégico

Coordinador y Notificador de la Emergencia

Activo KMZ

Coordinador de Brigadas de la Emergencia

SPRMN

Brigada de Control y Operaciones

Brigada de Contra incendio y derrames

URE ESTRATÉGICA

URE TÁCTICA

COE Táctico

Brigada de apoyo a la emergencia

Figura 7. Diagrama de flujo de comunicación Nivel II.

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COE Táctico

COE Estratégico

Coordinador y Notificador de la Emergencia

Activo KMZ

Coordinador de Brigadas de la Emergencia

SPRMN

GRAME

Brigada de Primeros Auxilios, Búsqueda y Rescate

Brigada de Control y Operaciones

Brigada de Contra incendio y derrames

URE ESTRATÉGICA

URE TÁCTICA

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Brigada de apoyo a la emergencia

Figura 8. Diagrama de flujo de comunicación Nivel III o mayor.

Declaración de la emergencia El personal que llegue primero según la situación dará aviso de la emergencia, al coordinador del Centro de Operación de Emergencias. El Coordinador / Notificador de la emergencia (del escenario de emergencia que se trate), es la persona asignada en declarar la emergencia una vez detectada. Notificación de la emergencia Todos los incidentes y accidentes que activen un Nivel de Emergencia deben reportarse por medio del Notificador de la Emergencia, de acuerdo al Procedimiento para la Notificación de la emergencia conforme al Nivel de la Emergencia. Esto ocurrirá después de haber activado el Centro de Operación de la Emergencia (COE). La forma de reporte de la empresa Servicio Compresión de Gas CA-KU-A1 al Centro de Coordinación y Apoyo a Emergencias de Petróleos Mexicanos (CCAE) debe la empresa presentarlo de acuerdo con “Protocolo para Reporte de Información Interna y Externa sobre Situaciones Anormales, Incidentes, Accidentes y/o Emergencias en Centros de Trabajo e Instalaciones comprometidas con Petróleos Mexicanos. Cuando se determine el Nivel de la Emergencia y durante la misma, se debe tener en cuenta todas las notificaciones obligatorias a las autoridades gubernamentales, al director de empresa y personal de apoyo que se cita en la siguiente tabla:

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Tabla 30. Directorio Telefónico del Personal. Grupo de Apoyo en Tierra Grupos de Apoyo 1.Director 2.Coordinador (Gerente de Operaciones) 3.Grupo de Operaciones Marinas (Plataformas Costa afuera Superitendentes) 4.Grupo de Seguridad Industrial 5.Grupo Comunicaciones Atención Evacuados (RH Logística)

de y a y

Nombre

Teléfono Móvil

Correo

Ubicación

Rafael García Sánchez

8335006800

[email protected]

Patio Altamira

Anselmo López Che

938 122 1447

[email protected]

Ciudad Carmen

Lázaro González Meléndez Sergio Guevara Solís

833 311 4113 296 114 1086

[email protected] [email protected]

Barco Lagunero

Joel Toledo Cruz María Soledad Ramírez Pimentel

921 200 1111 921 105 3504

[email protected] [email protected]

Ciudad Carmen

[email protected] [email protected]

Ciudad Carmen

Jhoan Osorio Julio Ortíz

833 311 1197 938 104 1076

6.- Grupo de Servicios Médicos

Candelaria Guzmán Cruz Oscar L. Hernández Almeida

993 281 8859 982 104 6143

7.Grupo de Protección a Instalaciones (Almacén, Gerente de SSMA)

Ronaldo May Gutiérrez Joel Toledo Cruz

938 800 7900

serviciomedico.cdcarmen@dragadosoffshoremexico. com Ciudad Carmen [email protected] Barco Lagunero m

[email protected]

Ciudad Carmen

Cese de la emergencia Notificar el Cese de la emergencia deberá ser declarado por el Notificador de la Emergencia bajo el procedimiento particular, una vez que se haya consensado la información de los grupos de emergencia (brigadas) y la Máxima Autoridad del Centro de Trabajo. En caso de haber población afectada, el cese de la Emergencia deberá ser comunicado a la Máxima Autoridad de la Instalación, el Superintendente Base Mar, Cuando se trate de la activación del Plan de Emergencia Interno (PLANEI) y cuando el nivel de la emergencia haya activado el Plan de Emergencia Externo (PLANEX) dar aviso al Centro de Coordinación y Apoyo a Emergencias (CCAE) de Petróleos Mexicanos, a las autoridades de Protección Civil y estas a su vez notificarlo a la población correspondiente.

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URE ESTRATÉGICA

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URE TÁCTICA

ACTIVIDADES

Inicio

1 CSE

2. Da instrucciones al Coordinador de Brigada para que envíe la Brigada de Apoyo Operativo a evaluar los daños y requerimiento necesarios para el reinicio de operaciones

2 Coordinador de Emergencia (Brigada)

3. Declarar por el sistema de Voceo a todo el personal de la Plataforma que la emergencia ha sido controlada y se están evaluando las condiciones del área y los daños presentados.

3 Administrador de la Emergencia

4 Coordinador de Brigada y Apoyo Operativo, Jefe de Brigada CI y CSE

5 Coordinador de Emergencia (Brigada)

1. Notificar al Coordinador Suplente de la Emergencia que ha sido controlada

4. Informando al Coordinador Suplente de la Emergencia, Coordinador de Operación, Coordinador de Seguridad sobre la condición actual del área para que informe al Coordinador de la emergencia y defina el reinicio de operaciones. 5. Determinar si las condiciones reportadas permiten el reinicio de operaciones de manera segura.

6 CSE

6. Informe al superintendente Base y Mar cese de la emergencia.

Fin Figura 9. Diagrama de flujo de cese de emergencia. 01G-00M-09-001-F01 Rev. 5

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Condiciones seguras para reinicio de operaciones Servicios Compresión de Gas CA-KU-A1 cuenta con el procedimiento para verificar las causas que generaron las condiciones de emergencia, evaluación de los daños, para notificar que las instalaciones se encuentran en condiciones de seguridad para reinicio de operaciones o actividades. URE Estratégica

URE Táctica

Actividades

Inicio

1 Coordinador Suplente de la Emergencia y Coordinador de Brigada

2 Coordinador Suplente de la Emergencia y Coordinador de Brigada

1. Verificar que los sistemas y equipos principales y auxiliares de la instalación, estén disponibles para el reinicio de operaciones.

2. Asegurar que el área afectada del proceso de interconexión quede aislada y segura para el reinicio de operaciones con los sistemas y equipos no afectados.

3. Declarar por el Sistema de Voceo y radio a todo el personal, que las condiciones son seguras para el reinicio de las operaciones.

3 Administrador de la Emergencia

4 Coordinador suplente de la Emergencia

4. Comunicar al Superintendente Base y Mar que la instalación reinicia sus operaciones normales.

Fin Figura 10. Diagrama de flujo de para reinicio de operaciones.

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Comunicación de riesgos Dentro de las estrategias de comunicación de los riesgos detectados en el Análisis de Riesgo de los Procesos, la compañía DOMSA, PEMEX y sus tercerías lleva a cabo reuniones operativas y pláticas de seguridad una hora antes del cambio de turno. En el caso de personal de visita o contratistas, al llegar a la instalación, el Supervisor de Seguridad les imparte una plática donde se les informa el estatus de la operación y los riesgos inherentes a ella, así como las obligaciones que tendrían en caso de una emergencia de acuerdo con el cuadro de roles y funciones. Comunicación del PRE El Plan de Respuesta a Emergencias de la operación de los servicios de compresión de gas CA-Ku-A1 es comunicado a todo el personal a través de las pláticas impartidas por la línea de mando, por difusión del área de Seguridad, ejecución de simulacros y trípticos distribuidos en toda la instalación.

X.7 Uso de procedimientos y auditoría Las actividades del PRE se realizan por medio de una estructura de Procedimientos Administrativos y Controlados por cada situación que tiene probabilidad de ocurrencia. El PRE es auditado por un grupo auditor de PEMEX con base al COMERI 146 Rev. 02, por la SSSTPA de PEMEX y/o por auditorías externas de dependencias de Gobierno como la Secretaría de Comunicaciones y Transporte (SCT), la Secretaría de Energía (SENER) y la Secretaría de Trabajo y Previsión Social (STPS).

X.8 Disposiciones generales Se cumple con las disposiciones generales indicadas en el COMERI 145 Rev. 2 y con las Disposiciones Administrativas de carácter general que establecen los Lineamientos para la elaboración de los protocolos de respuesta a emergencias en las actividades del Sector Hidrocarburos.

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XI.

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PLAN DE ATENCIÓN A EMERGENCIAS EXTERNO (PAEE)

Actualmente la Atención de las Emergencias se realiza sobre la base de los niveles que se establecen en la COMERI 145. Estos niveles permiten desencadenar una respuesta secuencial en función de la magnitud de la emergencia. Se definen cinco niveles de emergencia y para cada nivel se define la estructura organizativa requerida para la respuesta, las comunicaciones y la interacción de las diferentes entidades que se ven involucradas. Para los Niveles I y II, se activa el PAEI la base de la estructura organizativa, el sistema de gestión y la disponibilidad de recursos desarrollados por PEMEX para dar respuesta a las situaciones de emergencia que se pueden presentar derivado de la operación de servicios de compresión de gas CA-KU-A1. A partir del Nivel de Emergencia III se deberá de observar lo establecido en el Plan de Atención a Emergencia Externo (PAEE) de la Subdirección de Producción Región Marina Noreste, mediante el cual el C.P. Ku-A tiene interrelación con otras dependencias de PEMEX Perforación y Exploración. El Plan de Emergencia Externo es desarrollado por el Grupo Regional para la Atención y Manejo de Emergencias (GRAME) y sesiona en el Centro Regional para la Atención a Emergencias. Por lo anterior, Servicios Compresión de Gas CA-Ku-A1, S.A.P.I. de C.V., se apega a dicho documento para la atención de las emergencias. Una vez que el coordinador y notificador de la emergencia recibe el aviso, convoca a la URE estratégica en el COE del CA-Ku-A1, activa el PRE y notifica al personal de la instalación del escenario de emergencia. Las acciones de respuesta se desencadenan en dependencia del nivel de la emergencia, según la clasificación que se da en el punto XI.9 Niveles de Emergencias. Las acciones de respuesta a emergencia se planifican con los siguientes objetivos:     

Dar prioridad a la salvaguarda de las personas. Tratar de controlar la fuente origen de la fuga o incendio, con recursos de la instalación o externos. Confinar y recuperar producto. Restauración de áreas contaminadas. Restablecer condiciones operativas.

XI.1 Comité Local de Ayuda Mutua. Para el caso de PEMEX, la organización local de ayuda externa que sería en primera instancia los que responderían para ayuda en caso de una emergencia en el sitio, se denomina Grupo Regional para la Atención y Manejo de Emergencias (GRAME). GRAME El GRAME es un grupo directivo de apoyo. Está constituido por un grupo de máximas autoridades, quienes coordinan la emergencia e informan a las autoridades locales, estatales y federales sobre el desarrollo y previsiones de emergencia. 01G-00M-09-001-F01 Rev. 5

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Además, cuentan con el soporte del grupo operativo, que es el encargado de ejecutar las acciones previstas en el PAEE y proporcionar el apoyo material y humano al personal de la Unidad de Respuesta a Emergencias (URE). El administrador del CRAE, es requerido en la movilización inicial del GRAME y apoyará también en la función de registrador de datos durante la emergencia. Las funciones y responsabilidades de cada integrante del GRAME está definido en el Plan de Atención a Emergencias Externa (PAEE). Funciones y responsabilidades del GRAME El GRAME es un grupo directivo de apoyo. Está constituido por un grupo de máximas autoridades, quienes coordinan la emergencia e informan a las autoridades locales, estatales y federales sobre el desarrollo y previsiones de emergencia. Además, cuentan con el soporte del grupo operativo, que es el encargado de ejecutar las acciones previstas en el PAEE y proporcionar el apoyo material y humano al personal de la Unidad de Respuesta a Emergencias (URE). El administrador del CRAE, es requerido en la movilización inicial del GRAME y apoyará también en la función de registrador de datos durante la emergencia. Las funciones y responsabilidades de cada integrante del GRAME está definido en el Plan de Atención a Emergencias Externa (PAEE). Funciones generales del GRAME.  Aseguramiento de la instalación donde se desarrolla la emergencia.  Salvaguardar la vida humana, proteger los bienes y el medio ambiente, así como optimizar los tiempos para el restablecimiento de las condiciones operativas.  Proporciona el apoyo material, humano y tecnológico, al personal de la Unidad de Respuesta a Emergencias (URE).  Coordina el suministro de recursos para la atención a la emergencia.  Coordina actividades de información a las autoridades locales, estatales y federales sobre el desarrollo y previsiones de la emergencia.  Aplica el procedimiento de acuerdo al tipo de emergencia con autoridades gubernamentales.  Dar apoyo a la URE estratégica de exploración, conformada por la Subdirección de Producción Región Marina Noreste.  Declara el cese de emergencia.

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XI.2 GRAME aplicable. GRAME Subdirección de Producción Región Marina Noreste. A continuación, se detalla la estructura de la organización del GRAME SPRMNE. El personal identificado por líneas bien demarcadas se reúne en el CRAE, una vez que ha sido notificado. El GRAME incluirá inicialmente a las personas identificadas (figura siguiente), el personal adicional podrá ser movilizado dependiendo de la severidad de la emergencia.

Figura 11. Organización estructural del GRAME SPRMNE. Fuente: PEMEX Perforación y Servicios.

URE Estratégica de Exploración. Dentro de las funciones del GRAME de la SPRMNE, es dar apoyo a la URE estratégica de exploración, que cumple con las acciones de apoyo necesarias para la atención y el manejo de la emergencia nivel III ó superior, la estructura de la organización a la URE estratégica de exploración se muestra a continuación en la siguiente figura.

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Figura 12. Organización estructural de la URE estratégica de exploración. Fuente: PEMEX Perforación y Servicios.

CRAE Es el Centro Regional para la Atención de Emergencias (CRAE). Ubicado físicamente fuera de las instalaciones o centros de trabajo, dotado de la infraestructura necesaria para llevar a cabo la ubicación, visualización y seguimiento de las acciones del Plan de Respuesta a Emergencias, designada en el PAEE, desde el cual se desarrollará la logística de atención y combate de emergencias. Cuando cualquier instalación de producción de PEMEX a cargo de la Subdirección de Producción Región Marina Noreste necesita el apoyo del GRAME, se utilizará el siguiente protocolo para movilizar a los miembros iníciales al CRAE: 1.

2.

a) b)

Personal de guardia en el CRAE, recibirá la llamada en el “teléfono rojo, extensión micro 53777”, desde el COE de la Instalación que sufre la emergencia, notificando inmediatamente al Superintendente responsable de la instalación afectada, que a su vez notificará al Administrador del Activo de Producción Ku-Malob-Zaap la emergencia en nivel III, quien notificará al Subdirector de Producción Región Marina Noreste y gerente de DSSISTPA la emergencia nivel III, para que se active el GRAME. La Instalación afectada proporcionará la información al personal de guardia en el CRAE la cuál será capturada en el pizarrón electrónico de “eventos” y transmitida al Administrador del CRAE y/o al primer miembro del GRAME que se presente en el centro. Tipo de emergencia (real y simulada). Nombre de la instalación y su localización. 01G-00M-09-001-F01 Rev. 5

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c) d) e) f) g) h) i) j)

Hora de cuándo ocurrió el incidente o inicia el simulacro. Nivel de emergencia del evento. Descripción del evento. Personal que reporta, puesto que ocupa y extensión de la instalación. Estado actual de la instalación. Estado del personal (abordo, lesionados, evacuados y desaparecidos). Enfoque actual de la instalación. Asistencia requerida (activación del PAEE).

3.

Posteriormente el personal de guardia en el CRAE convocará a los demás integrantes del GRAME que conforman el grupo inicial: gerente de logística marina, gerente de mantenimiento integral marino, gerente de transporte y distribución de hidrocarburos, gerente de coordinación operativa, coordinación de tecnología de la información zona marina.

El encargado del GRAME (Gerente o Administrador responsable de la instalación afectada) tomará la decisión, si es necesario movilizar a su grupo completamente o sólo en partes, dependiendo de la magnitud de la emergencia. Listas de Verificación. Las listas de verificación del CRAE brindan una información de la emergencia específica para cada tipo de emergencia que puede ocurrir a bordo de las plataformas marinas. Las listas de verificación del CRAE son las mismas que para cualquier emergencia, la preparación para el apoyo nunca cambia, ya que siempre se asume que la emergencia sería cuando es movilizado el GRAME (nivel III, IV ó V). Debe ponerse énfasis especial en las acciones requeridas para evitar pérdidas de vidas, al tiempo que se asegure la recopilación rápida de toda la información con el fin de poder brindar el apoyo necesario para controlar la emergencia. Al llegar al CRAE todos los miembros del GRAME tomarán de inmediato sus listas de verificación para comenzar sus funciones de apoyo específicas y llevar a cabo cada una y en su orden. Los miembros del GRAME no tienen que esperar recibir permiso para completar cada acción incluida en su lista de verificación, a menos que el encargado del GRAME opine lo contrario. Ubicación del CRAE El Centro Regional de Atención a Emergencias CRAE, se ubica en la calle 31 No.233, edificio administrativo II, 3er nivel ala poniente, Col. PEMEX II; C.P. 24180, Cd. Del Carmen, Campeche como lo indica la siguiente figura.

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Figura 13. Mapa de ubicación del CRAE. Fuente: Google Earth.

Infraestructura del CRAE PEMEX Subdirección de Producción Región Marina Noreste El CRAE de Subdirección de Producción Región Marina Noreste cuenta con los siguientes recursos: 1. Información estratégica de ingeniería, planos topográficos de la región, localización de instalaciones de riesgo potencial, tales como localización de trayectorias de ductos, plataformas marinas, etc. 2. Espacio suficiente para albergar al personal que compone el GRAME, subgrupo técnico, las organizaciones de Protección Civil, autoridades militares y del corporativo de Petróleos Mexicanos, material y equipo de oficina para elaboración de reportes e información sobre el desarrollo de la emergencia, equipo audiovisual, proyectores, video conferencia, sistemas de seguridad, UPS, así como sistemas de comunicación interna y externa. 3. Área de estacionamiento, servicios generales, circuito cerrado y control de acceso, etc. 4. Personal de guardia permanente operación CRAE. En la figura presentada a continuación, se incluye el diagrama general del GRAME SPRMN en el CRAE, y en la Tabla 31 se hace mención del directorio telefónico de los miembros de dicho grupo.

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Figura 14. Mapa de ubicación del CRAE. Fuente: PEP.

Tabla 31. Directorio telefónico de miembros del GRAME SPRMN. DIRECTORIO TELEFÓNICO DEL GRAME SUBDIRECCIÓN DE PRODUCCIÓN REGIÓN MARINA NORESTE

Titular

1

2

Rafael Pérez Herrera

Adrián Álvarez Bahena

Luis Manuel Perera Pérez

Puesto

Ficha

micro oficina

Telmex oficina

micro dom.

Telmex domicilio

suplente

micro oficina

micro dom.

Telmex domicilio

Trunking

Subdirector de Producción Región Marina Noreste

202668

7 34 00 7 34 06

38 2 23 79

7 33 38

-

Adrián Álvarez Bahena

7 61 00 7 61 01

-

-

-

7 61 31

-

-

-

7 61 13

2 07 51

-

-

2 28 76 2 36 64

2 06 26

-

732438

7 62 02

-

-

732720

2 62 80

-

38 2 99 81

733510

Gerente de Coordinación Operativa 361662 RMNE

Administrador del APKMZ

322329

7 61 00 7 61 01

7 58 10 7 58 16

-

-

-

-

38 2 93 62

38 4 25 01

-

-

3

4

Marcos Torres Fuentes

Administrador del APC

202763

7 52 00 7 52 01

38 2 04 29

-

-

Octavio Benigno Ramírez Platón Leonel Sandoval Medina Alfredo Uribe Rosas Eric Mauricio Ortíz Benítez Julio Roberto Ramírez Ramírez

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DIRECTORIO TELEFÓNICO DEL GRAME SUBDIRECCIÓN DE PRODUCCIÓN REGIÓN MARINA NORESTE

Titular

Puesto

Ficha

micro oficina

Telmex oficina

micro dom.

Telmex domicilio

suplente

micro oficina

micro dom.

Telmex domicilio

Daniel Carrillo Moreno

2 77 00 2 77 02

22549

1536832

2 76 08

20516

38 30440

-

7 54 44

-

-

-

28009

-

-

Trunking

5

Enrique Guzmán Vera

Administrador del Activo de Exploración Marina Sur

118357

76350 76351

3826347

-

-

6

Eduardo Villegas Hoyos

E.D. de la Gerencia de SSTPA Región Marina

-

2 79 61 2 79 63

38 2 66 02

2 05 71

-

7

Santiago Guzmán Almazo

-

7 31 72 7 54 65

38 2 30 58

2 38 10

-

8

Genaro Valladares Castellanos

206740

2 78 51 2 78 81

38 2 86 07

-

-

9

Ángel Millán Tejeda

Gerente de Perforación y Reparación de Pozos 185444 Marina

7 37 00 7 37 01

-

---

-

Enrique Ayala Vivanco

73571

-

9381537905

-

10

Hugo Herbert Arellano

205429

2 62 00 2 62 01

019383811275

2 27 44

-

Luis Gabriel Núñez Pérez

2 62 60 2 62 61

-

-

-

11

Rene Carlos Puerto Rovira

336307

2 76 96

38 2 21 23

-

-

-

-

-

-

-

Director del Hospital General de Pemex Cd. del Carmen

386424

2 60 00 2 60 01

38 2 36 92

2 06 10

38 1 66 49

26147

-

-

-

Representante Regional de Comunicación Corporativa

-

2 18 96

38 2 25 77

-

-

21897

-

-

-

74209

20510

-

242765

74744 74745

-

2 07 31

74521

-

-

Valentín Luna 12 Marroquín

13

Martín Chacón Albarrán

Marco Antonio 14 Espinal Díaz

15

Francisco Aquino Inchante

16

José Manuel Gómez León

17

Fernando Robert Vázquez Mier y Concha

18

Tomas Mundo Cruz

19

Juan Carlos Medina Rodríguez

Gerente de Programación y Evaluación Región Marina Noreste Gerente de Servicios de Soporte y Logística Marina

E.D. Subgerencia de Administración de Personal Cd. del Carmen Coordinación de Servicios Marinos y de Mantenimiento, Confiabilidad y Construcción de Infraestructura

Enlace Financiero Exploración y Producción Bloque Aguas Someras 1 Subgerente de Operación de Tecnología de Información ZM Coordinador de Administración Patrimonial Región Sureste

Tomás Gómez Clavel José Reyes Damas Damas Tomás Mundo Cruz

Rolando Dante Sánchez Alvear Mara del Carmen Aguilar Priego Ramón Moisés Pérez Brambila Rafael Rubio Huezca

-

7 58 00 7 58 01

38 4 25 05

54991

9.333E+09

Carlos Barrios Padrón

75476

-

-

328418

7 64 70

38 2 30 07

-

-

Rodolfo Acatl Tahuilan Gómez

7 45 19

20467

9.38E+09

-

604691

74211

38 4 2751

-

-

-

-

-

-

-

Coordinador de Control Marino, Derrames y 266270 Residuos, GSSLM

27851

-

-

-

-

-

-

-

-

Coordinación Técnica AS01

76016

-

-

-

-

-

-

-

-

Subgerencia de Servicios Jurídicos Regiones Marinas

451431

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DIRECTORIO TELEFÓNICO DEL GRAME SUBDIRECCIÓN DE PRODUCCIÓN REGIÓN MARINA NORESTE

Titular

20

Javier de Ita Silvina

Puesto

Ficha

Departamento Zona Ciudad del Carmen Campeche Gerencia de Seguridad Física Salvaguardia Estratégica.

micro oficina

Telmex oficina

micro dom.

Telmex domicilio

suplente

micro oficina

micro dom.

Telmex domicilio

Trunking

21641 Jefatura Trunking. 33919

-

-

-

-

-

-

-

-

TELEFONO ROJO CRAE DE LA RMNE 53777

DIRECTORIO TELEFÓNICO PERSONAL CRAE 1 2 3

Rogelio Coordinador General Santiago De 328979 del CRAE SPRMNE Gante Brenda Yadira Administrador del Guzmán 357738 CRAE SPRMNE Hernández Personal de Guardia Permanente CRAE

26591

-

-

-

-

-

-

-

-

76940

-

-

1186147

-

-

-

-

-

53777 / 76942 / 76920 Fuente: PEMEX Perforación y Servicios.

Nota*: Para marcar a teléfono rojo, micro de oficina y Ext. CRAE: (01) 938 38 11 200 + extensión o micro. Fuente: PEMEX Perforación y Servicios.

Tabla 32. Directorio telefónico de subdirecciones marinas. DIRECTORIO TELEFÓNICO SUBDIRECTORES MARINAS TITULAR

PUESTO

FICHA

Micro Oficina

Telmex Oficina

Subdirección administración de servicios 23417 para exploración y producción

1

Ing. Alberto Arturo Durán Gutiérrez

Subdirector de Administración de Servicios para Exploración y Producción

493626

53501

2

Ing. Leonardo E. Aguilera Gómez

Subdirector de Exploración 203208

88121616

-

Micro Dom.

Telmex Domicilio

Ext. CRAE

--

-

DIRECTORIO TELEFÓNICO DEL GRAME SUBDIRECCIÓN DE PRODUCCIÓN REGIÓN MARINA SUROESTE TITULAR 1

2

3

4

PUESTO

Ing. José Manuel Subdirector de Producción Reyes Región Marina Noroeste Casarreal Ing. Antonio Gerente de Coordinación Esparza Operativa Marina Suroeste Lagunes Ing. Oscar Administrador de Moran Producción Abkatún Pol Ochoa Chuc Ing. Blanca Administrador del Activo de Estela Producción Litoral de González Tabasco Valtierra

FICHA

Micro Oficina

Telmex Oficina

Micro Dom.

Telmex Domicilio

172997

78198 78955

933-3335103

--

--

306916

78804 78810

933-3334981

--

--

172310

78500 78501

933-3330690

--

--

329983

78092 78093

933-3332529

-

--

Ext. CRAE

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Organización bajo el SCI en instalaciones del CRAE. A continuación, en la siguiente figura se presenta el diagrama general del GRAME SPRMNE en el CRAE.

Figura 15. Diagrama del GRAME SPRMNE en el CRAE. Fuente: PEMEX Perforación y Servicios.

Centro de acopio PEMEX cuenta con 16 centros de acopio para la atención a derrames y el apoyo a emergencias, la siguiente figura muestra su ubicación.

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Figura 16. Localización de los centros de acopio para atención a emergencias PEMEX en territorio nacional. Fuente: PEMEX.

Centro de restitución de instalaciones Debido a la ubicación del proyecto, el centro de restitución de las instalaciones será el barco de apoyo o instalación más cercana. Para responder de manera efectiva cuando se presenta alguna emergencia y reanudar su operación normal en el menor tiempo y costo posible, es importante contar con centros de restitución de instalaciones estratégicamente localizados con equipos y materiales necesarios, para ser utilizados en forma expedita. Así mismo se cuenta con los centros de control de derrames que también fungen como centros de restitución de instalaciones, los cuáles se ubican en Dos Bocas, Tabasco y Ciudad del Carmen, Campeche. Convenios de ayuda mutua Es el conjunto de instalaciones o centros de trabajo de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios que en caso de emergencias pueden proporcionar personal, equipo y recursos materiales para el combate y control de la emergencia a la instalación afectada. Para el presente PRE este apartado no aplica, sin embargo, para la operación normal se deberán realizar los trámites requeridos para que se cuente con convenios de ayuda mutua.

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XI.3 Identificación de organismos municipales, estatales, federales y/o internacionales de apoyo. A continuación, se indica el directorio de organismos municipales, estatales y federales de apoyo, en caso de la ocurrencia de una emergencia. Tabla 33. Directorio telefónico en Frontera, Tabasco. Directorio Telefónico de Emergencias en Frontera, Tabasco Nombre Presidencia Municipal Frontera Protección Civil Seguridad Pública Policía Estatal de Caminos Ministerio Público Comisión Federal de Electricidad Sistema Municipal de Agua Potable DIF Frontera Hospital Comunitario Hospital Naval Centro de Salud IMSS ISSSTE Capitanía de Puerto Frontera Tabasco Quinta Zona Naval Comandante de la Quinta Zona Naval

Teléfono 01 913 33 204 68 01 913 33 200 26 01 913 33 204 68 / Emergencia: 066 01 993 3 13 63 00 01 913 33 212 25 01 913 33 213 86 01 913 32 206 42 01 913-33-201-31 01 913 32 204 20 01 913 33 206 69 01 913 33 204 20 01 913 33 207 59 01 913 33 203 79 01-913-33 200-46 01-913-33 203-77 01 913 33 204 91 01 913 33 200 85 01 913 40 321 15

Fuente: http://www.proteccioncivil.gob.mx/en/ProteccionCivil/Mun_Paraiso

Tabla 34. Directorio Telefónico de Emergencias Cd. del Carmen, Campeche Directorio Telefónico de Emergencias en Cd. del Carmen, Campeche. Nombre

Teléfono - Lada 01- 938

Presidencia Municipal Cd. Del Carmen

38 12870 Ext. 1137

Protección Civil

38 128 70, 38 24 26 6, 38 41 66 3, Ext. 2851

Comisión Federal

38 20523, 38 21181, (071)

Policía Municipal

38 20205, 38 21641 (066)

Ministerio Público

38 20677, 38 23910, 38 20678 (089)

P.F.P.

38 31784

Hospital General

38 27850, 38 27851

Hospital Naval

38 22941

Hospital PEMEX

38 23051

IMSS

38 20065, 38 20366 01G-00M-09-001-F01 Rev. 5

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Directorio Telefónico de Emergencias en Cd. del Carmen, Campeche. Cruz Roja

38 23130 (065)

ISSTE

38 24859

Cruz Ámbar

38 20750

Clínica San Miguel

11 21604,11 21605, 11 21606, 11 21607

Centro Médico Carmen

38 44300

Centro de Especialidades

38 2 6662

Torre Médica

38 22156, 38 27481

Bomberos Locales

38 44910 (060)

Bomberos de la Policía

38 20205

Bomberos PEMEX

38 112 00 Ext. 444

Capitanía de Puerto

38 21365, 38 23596

SMAPAC

38 21307, 38 23063, 38 23029

DIF

3821572

Radio Taxi

38 21151, 38 44821

Fuente: http://www.proteccioncivil.gob.mx/en/ProteccionCivil/Mun_Paraiso

Tabla 35. Directorio Telefónico de PEMEX. Directorio telefónico de emergencias Petróleos Mexicanos Nombre

Teléfono

Conmutador de PEMEX (TELMEX).

01 938 381 12 00

Gerencia de servicios y seguridad física

411 (MARCAJE RÁPIDO)

Servicio médico PEMEX (micro)

2-61-10; 2-61-11; 2-61-12

Urgencias servicio médico (TELMEX).

01 938 382 30 51

Dirección servicio médico (TELMEX)

01 938 382 48 36

Bomberos PEMEX (micro)

444 (MARCAJE RÁPIDO) 2-52-13

ASEA

01 55 9126 0100

CNH

01 55 1454 8500 Fuente: http://www.proteccioncivil.gob.mx/en/ProteccionCivil/Mun_Paraiso

Tabla 36. Directorio telefónico del CRAE, Dos Bocas. Directorio Dentro Del Centro Regional De Atención A Emergencias RMSO Dos Bocas Tabasco MICRO OFICINA 5 03 05 5 03 04

ÁREA Subdirección RMSO Gerencia de Transporte y Distribución de Hidrocarburos 01G-00M-09-001-F01 Rev. 5

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Directorio Dentro Del Centro Regional De Atención A Emergencias RMSO Dos Bocas Tabasco 5 03 03

Gerencia Regional de SIPA

5 03 06

Gerencia de Administración y Finanzas

5 03 08

Gerencia de Perforación

5 03 09

Gerencia de Logística

5 03 10

Gerencia de Mantenimiento Integral

5 03 00

Jefatura de Telecomunicaciones

5 03 01

Servicio Médico

5 03 02

SINAPROC / Autoridades Militares

5 03 11

Mesa de Estudio

5 03 13

Administrador del CRAE

5 03 12

Vestíbulo

5 03 14

Área de Pizarrones Fuente: http://www.proteccioncivil.gob.mx/en/ProteccionCivil/Mun_Paraiso

XI.4 Procedimientos de coordinación, contacto y comunicación con los organismos municipales, estatales, federales y/o internacionales de apoyo. La coordinación con las autoridades externas se realizará sobre la base del Sistema de Comando de Incidentes. En el caso de que el control de la Emergencia, por su ubicación, naturaleza o afectación, tenga que coordinarse con una Dependencia Federal, y ésta esté organizada bajo el esquema del SCI, Pemex adoptará este mismo esquema de organización, por ser un modelo que facilita las comunicaciones, la organización y la atención de la Emergencia y se adapta a Emergencias de diversa naturaleza. Manejo de crisis PEMEX Exploración y Producción, cuenta con los procedimientos, planes, materiales y equipos necesarios para hacer frente a contingencias que pudieran generarse por actividades petroleras en la Región Marina. La definición de las capacidades organizativas y materiales requeridas para el presente PRE, se realiza sobre la base del Peor Escenario, considerando de manera conservadora el impacto sobre las personas, las instalaciones y el medio ambiente. En las “Disposiciones Administrativas de carácter general que establecen las reglas para el requerimiento mínimo de seguros a los Regulados que lleven a cabo obras o actividades de exploración y extracción de hidrocarburos, tratamiento y refinación de petróleo y procesamiento de gas natural”, publicadas por la ASEA en el DOF-23/06/2016, se establece la obligatoriedad de contar con un seguro que respalde el cumplimiento de la responsabilidad civil, la responsabilidad por daños ambientales y los gastos asociados al control del pozo, como parte del proceso de autorización del Proyecto por parte del Órgano Regulador. La documentación de la Póliza de Seguro de cada caso ha formado parte de la documentación que la Subdirección de Producción de la Región Marina Noreste debe contar para realizar operaciones. 01G-00M-09-001-F01 Rev. 5

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Para el caso de las actividades de operación de los servicios de compresión de gas CA-Ku-A1 se seguirá el procedimiento enunciado anteriormente, quedando cubierto por un seguro, que es el respaldo financiero principal de las acciones de respuesta y recuperación planificadas sobre la base del Peor Escenario.

XI.5 Rutas de acceso de los grupos de apoyo y evacuación de los grupos vulnerables. El acceso a las instalaciones es por vía marítima y/o vía aérea hacia el puerto más cercano (Ciudad del Carmen o Frontera, Tabasco). A continuación, en las siguientes tablas se presentan los listados de albergues y hoteles (para caso de emergencia). Tabla 37. Listado de albergues en Frontera, Tabasco. Listado de Albergues y Hoteles en Frontera, Tabasco. Nombre

Dirección

Teléfono

Caribe

Prolongación Obregón s/n Colonia: Centro, 86751

01 913 331 3859

Chichén-Itza

Aldama #671 Altos Colonia: Centro, 86751

01 913 332 0097

Deya

5 de mayo #214 Colonia: Centro, 86751

01 913 332 5809

El Mesón de Jesús

Av. Morelos #417, Esquina 5 de mayo Colonia: Centro, 86751

01 913 322 5063

Karysma

Pino Suárez #203-A - Altos Esquina Galeana y Constitución Colonia: Centro, 86751

01 913 332 5838

Marmor Plaza

Juárez #202 Altos Colonia: Centro, 86751

01 913 332 0001

Maya del Grijalva

Callejón Polo Norte s/n Colonia: Centro, 86751

01 913 332 0058

Patricia

Reforma #45 Colonia: Centro, 86751

01 913 332 1781

Posada Don Lacho

Pino Suárez #608 Colonia: Centro, 86751

01 913 332 6074

San Agustín

Pino Suárez #508 Esquina Juárez Colonia: Centro, 86751

01 913 332 0785

San Carmen

Pino Suárez #10 Colonia: Centro, 86751

01 913 332 5698

Star

Obregón #506, Altos Colonia: Centro, 86751

01 913 322 5057

Tulipanes

Álvaro Obregón #211 Colonia: Centro, 86751

01 913 331 8256

Fuente: http://www.proteccioncivil.gob.mx/en/ProteccionCivil/Mun_Paraiso

Tabla 38. Listado de albergues y Hoteles en Cd del Carmen. Listado de Albergues y Hoteles en Cd. del Carmen, Campeche. Nombre

Dirección

Teléfono

City Express

Av. Juárez 1, Justo Sierra, 24114 Cd del Carmen, Camp.

01 938 138 0390

Fiesta Inn

Av. Periférico Norte s/n, esq. Av. Concordia Col. Petrolera 24170 Ciudad del Carmen Campeche.

01 938 381 02 00

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Listado de Albergues y Hoteles en Cd. del Carmen, Campeche. Nombre

Dirección

Teléfono

La Venta Inn Hotel

Av. Los Pinos s/n, Playa Note., 24115 Cd del Carmen, Camp.

01 938 131 5072

Holiday Inn Express

Universidad, Av. Concordia &, Petrolera, 24180 Cd del Carmen, Camp.

01 938 138 0870

Hotel One

Av. Concordia s/n, entre Av. Periférica Norte y calle 60, 24179 Cd del Carmen, Camp.

01 938 138 0180

City Express Junior

Calle 60 N° 20 por Av. Concordia, Colonia Petrolera, 24195 Cd del Carmen, Camp.

01 938 131 4975

Hampton Inn by Hilton

Av. Isla de Tris 28-A Km. 5, 24157 Cd del Carmen, Camp.

01 938 138 1530

Hyatt Place

Av. No., Isla de Tris 13, Palmira, 24154 Cd del Carmen, Camp.

01 938 138 1234

Hotel Torre Marina

Av. Luis Donaldo Colosio 123, Benito Juárez, 24180 Cd del Carmen, Camp.

01 938 382 0630

Holiday Inn

Av. Aviación 274, Benito Juárez, 24180 Cd del Carmen, Camp.

01 938 381 1500

Azul Hotel

Paseo del Mar 110-A, Justo Sierra, 24114 Cd del Carmen, Camp.

01 938 112 1126

City Express Junior

Isla de Tris s/n, Isla del Carmen 2000, 24195 Cd del Carmen, Camp.

01 938 131 2736

Hacienda Real del Carmen

Calle 31 No. 106 Int. 1, Benito Juárez, 24180 Cd del Carmen, Camp.

01 938 381 1700

Hotel Pepe´s

Héctor Pérez Martínez, 24110 Cd del Carmen, Camp.

01 938 384 4012

Hotel Lossandes

Av. Periférica Nte 67, Lomas de Holché, 24167 Cd del Carmen, Camp.

01 938 382 2400

Laguna Hotel

Av. Juárez 320, Morelos, 24115 Cd del Carmen, Camp.

01 938 382 6065

Hotel del Parque

Calle 33, Centro, 24100 Cd del Carmen, Camp

01 938 382 3066

Hotel Acuario

Calle 51 60, Santa Margarita, 24120 Cd del Carmen, Camp.

01 938 382 9515

San Lázaro

Calle 35 63, Centro, 24100 Cd del Carmen, Camp.

01 938 382 1316

Hotel América

Av. Juárez 175, Miami, 24115 Cd del Carmen, Camp.

01 938 382 5563

Hotel Midubai

Calle 61-A 40, Morelos, 24115 Cd del Carmen, Camp.

01 938 381 7276

Hotel Imperial

Calle 55 X 38 64, Caleta, 24110 Cd del Carmen, Camp.

01 938 382 4317

Hotel Victoria

Calle 24 32, Centro, 24100 Cd del Carmen, Camp.

01 938 382 9301

Fuente: http://www.proteccioncivil.gob.mx/en/ProteccionCivil/Mun_Paraiso

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XI.6 Procedimientos de emergencias. En el numeral X.6 se presentaron los procedimientos de comunicación, en el cual se incluye la comunicación para apoyo externo (Nivel III o superior, de acuerdo con la tabla de niveles de emergencia incluido en el COMERI 145). Consideraciones en el combate a la emergencia Con la finalidad de evitar el mal uso y que exista falta de control de los recursos durante el combate a una emergencia, tanto recursos materiales como humanos, deberán tenerse en cuenta los siguientes puntos: 1. Todo apoyo externo que llegue al lugar del incidente, ya sea humano o material, deberá ser registrado. 2. Los materiales y equipos disponibles para la emergencia, incluyendo aquellos que lleguen como ayuda externa, deberán ser trasladados al área de espera, ya que es necesario asignar los recursos a tareas específicas enfocadas al logro de los objetivos planteados. 3. El personal de apoyo externo deberá acatar las disposiciones de seguridad y ponerse a disposición de las autoridades del centro de trabajo, en espera de ser asignado a una tarea. 4. Cada grupo de trabajo asignado a una tarea deberá contar con equipo de comunicación. 5. Se designará un líder por cada 3 a 7 personas asignadas a una tarea, las cuales responderán única y exclusivamente al líder asignado. 6. El líder asignado será responsable de verificar que las personas a su cargo cuenten con equipo de seguridad completo y adecuado a la tarea que van a realizar. 7. Se deberá hacer uso de lenguaje claro y preciso durante las comunicaciones.

XI.7 Procedimiento para realizar simulacros con la comunidad. Debido a que la actividad es temporal, este apartado no aplica.

XI.8 Comité Local de Ayuda Mutua Grupos De Apoyo. Como se ha comentado anteriormente, para el presente PRE las actividades y responsabilidades de esta figura la realzará el GRAME.

XI.9 Procedimientos de Comunicación. En el apartado X.6 Procedimientos de comunicación de riesgos del presente PRE se presentan los procedimientos de comunicación para los diferentes niveles de la emergencia, con el objetivo de asegurar la integración de los diferentes niveles de la respuesta. PEMEX debe emitir los reportes de comunicación a la ASEA (Agencia de Seguridad, Energía y Ambiente), según lo establecido en las “Disposiciones administrativas de carácter general que establecen los lineamientos para informar la ocurrencia de incidentes y accidentes a la Agencia Nacional de Seguridad Industrial y de Protección al Medio Ambiente del Sector Hidrocarburos” (DOF:04/11/2016), así como los reportes a la SEMAR según lo establecido en el

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“Plan Nacional de Contingencias para Derrames de Hidrocarburos y Substancias Nocivas Potencialmente Peligrosas en las Zonas Marinas Mexicanas. Secretaría de Marina” (DOF24/10/2016).

XI.10 COORDINACIÓN CON AUTORIDADES EXTERNAS. La coordinación con las autoridades externas se realizará sobre la base del Sistema de Comando de Incidentes. En el caso de que el control de la emergencia, por su ubicación, naturaleza o afectación, tenga que coordinarse con una dependencia federal, y ésta esté organizada bajo el esquema del SCI, PEMEX adoptará este mismo esquema de organización, por ser un modelo que facilita las comunicaciones, la organización y la atención de la emergencia y se adapta a emergencias de diversa naturaleza. PEMEX, dentro de su proceso continuo de optimización, se encuentra actualmente culminando el diseño de un programa de implantación de la metodología de SCI (Sistema de Comando de Incidentes).

XI.11 MANEJO DE CRISIS. FUNCIONES DE LA URE PARA EL MANEJO DE CRISIS. Existen actividades coordinadas por el GRAME, las cuales son ejecutadas a manera de apoyo por la URE, dichas actividades deben ser llevadas a cabo solo en caso de presentarse una emergencia que genere o tenga el potencial de generar una crisis para Petróleos Mexicanos, se deberán tener en cuenta los siguientes aspectos a) Coordinar localmente en el centro de trabajo afectado y con los posibles centros de trabajo involucrados en el evento, las acciones de atención a la emergencia, para controlar y limitar sus efectos en la Instalación industrial y/o el negocio. b) Informar al CAE sobre el desarrollo del evento hasta su conclusión. c) Coordinar la asignación de los recursos necesarios para el desarrollo de las actividades requeridas. d) Definir objetivos específicos, acciones y recursos, frecuencia de evaluación y rendición de cuentas para la protección del personal, protección de la población, protección de las instalaciones, protección al medio ambiente, cumplimiento legal y la continuidad del negocio y comunicarlo a través de la Máxima Autoridad del Centro de Trabajo, a su Gerencia o Subdirección correspondiente y a la Dirección General a través del personal asignado para fungir como enlace. e) Mantener comunicación y coordinación con sus contrapartes en los centros de trabajo afectados e involucrados en la emergencia. f) Coordinar con la línea de mando de los centros de trabajo afectados e involucrados para mantener y establecer canales de comunicación con las autoridades gubernamentales (en sus diferentes poderes y niveles) y las partes interesadas (internas y externas) para la atención y control de la emergencia. g) Ejecutar las directrices a seguir para atender y dar respuestas a los medios de comunicación o partes interesadas. h) Llevar registro y control de los recursos humanos y materiales requeridos en las tareas de manejo de crisis a nivel local.

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i) j)

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Coordinar y/o ejecutar acciones para apoyar el proceso de recuperación de la credibilidad, prestigio e imagen de la empresa a nivel local. Garantizar la continuidad en las operaciones.

FUNCIONES DE LOS INTEGRANTES DE LA URE PARA EL MANEJO DE CRISIS. Para el manejo de crisis la URE prestará apoyo al GRAME para realizar las actividades operativas, las funciones y responsabilidades para el manejo de crisis, se encuentran descritas en el numeral X.1.3 del presente Plan de Respuesta a Emergencias.

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XII.

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PROGRAMAS DE CAPACITACIÓN, ENTRENAMIENTO, MANTENIMIENTO DE EQUIPOS DE EMERGENCIA

SIMULACROS

Y

XII.1 Capacitación y entrenamiento del personal que atenderá la Emergencia. Pemex Exploración y Producción cuenta con dos grandes instrumentos para capacitar y adiestrar al personal, las cuales se indican a continuación: DNCA (Detección de Necesidades de Capacitación y Adiestramiento) La DNCA consiste en la planificación anual para cerrar las brechas en conocimientos del personal sindicalizado y de confianza, en temas técnicos y de desarrollo personal. Inicia con la detección de los requerimientos técnicos / humanos para el personal de plataforma y tierra, con la aplicación de reactivos (pruebas escritas/prácticas) y basado en el conocimiento de la línea de mando sobre las capacidades del personal y sus requerimientos de reforzamiento en determinadas áreas. Para los aspectos humanos los requerimientos se basan en entrevistas, consensos y (en algunos años) en test psicológicos. Una vez detectados los requerimientos, se verifica la factibilidad de impartir la capacitación / entrenamiento mediante Instructores Internos, o bien, se verifica y planifica la disponibilidad de recursos para realizarlo por medio de un proveedor externo. Al tener detectadas las brechas y el medio para la capacitación, se procede al llenado de los formatos donde se incluye, entre otros datos, el nombre del curso, lista del personal que asistirá, duración del evento y costo. Conforme al programa se ejecutan los eventos y al final se evalúa al instructor y a los participantes. El área de Capital Humano registra en el expediente de cada trabajador su capacitación. Centro de Adiestramiento en Seguridad, Ecología y Sobrevivencia (CASES) El CASES imparte un entrenamiento amplio y obligatorio en técnicas de prevención, mitigación y control de emergencias, uso del equipo de seguridad y protección contra incendios en base a un programa anual de capacitaciones (el cual incluye temas, tiempos, instructores, etc.). Cuenta con el registro como Agente Capacitador Externo ante la Secretaría del Trabajo y Previsión Social con clave: PEP-920716XA-0013. Como se puede observar, los temas que se imparten en estos centros son específicamente de protección contraincendios, seguridad y sobrevivencia en mar. Pemex cuenta en la zona con instalaciones de este tipo, el CASES-Cd. Del Carmen, mediante los cuales imparten capacitación a personal que labora para Pemex Exploración y Producción. El objetivo primordial es capacitar y adiestrar con los conocimientos y técnicas de vanguardia en la industria petrolera a nivel internacional en materia de seguridad industrial, sobrevivencia en el mar y protección ambiental al personal de Activos y Gerencias de Pemex Exploración y Producción, con la impartición de más de 600 cursos, capacitando a más de 10,000 trabajadores anualmente. Por su parte, PEMEX cuenta con un programa de capacitaciones.

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XII.2 Simulacros para atención de Emergencias. Los simulacros de los escenarios resultantes del análisis de riesgos de la etapa de operación, se describen a continuación: Como mecanismo de difusión se establece realizar una plática de seguridad previa a efectuar, esto en base al programa de actividades, en el cual se difunden las actividades que desarrollarán los brigadistas. A continuación, se muestra una tabla donde se observan los escenarios derivados del ARP de operación: Tabla 39. Simulacros de los escenarios de emergencia operativos.

XII.3 Inspección y mantenimiento de los equipos para la atención de Emergencias. En el Anexo 6 se presenta el programa de mantenimiento general, en el cual se encuentran incluidos los sistemas / equipos para atención a emergencias. En el caso de la inspección, se cumple con lo indicado en la NOM-002-STPS-2010 para la inspección de extintores, alarmas y detectores.

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XIII.

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PLAN DE ACCIÓN PARA LA ATENCIÓN A RECOMENDACIONES DERIVADAS DEL ARP ESPECÍFICAS PARA LA RESPUESTA DE EMERGENCIAS.

Con la finalidad de prevenir o mitigar un evento no deseado que pudiera afectar la integridad física del personal, al medio ambiente y a las instalaciones, en el Análisis de Riesgo operativo efectuado a la instalación objeto de estudio, se emitieron recomendaciones para administrar el riesgo. En la siguiente tabla se presenta el programa de actividades a realizar para la reducción y/o administración de los riesgos en base a las recomendaciones u observaciones emitidas. Tabla 40. Relación Plan de Acciones. Código 1

Actividades Para Desarrollar derivadas de la de recomendaciones del Análisis de Riesgo. Descripción de las acciones NR* Tipo de Fecha de Recomendación (preventivas y/o correctivas) asociado recomendación inicio Considerar la instalación de un Considerar la instalación de un indicador de posición en indicador de posición en C Preventiva 01/07/2019 válvulas PV-5001A/5001B con válvulas PV-5001A/5001B con alarma al SDMC alarma al SDMC

Fecha de término

Responsable

01/12/2019

DOMSA

2

Configurar LAH en el LI-5003 y en el LI-5007 en el SDMC

Configurar LAH en el LI-5003 y en el LI-5007 en el SDMC

D

Preventiva

01/07/2019

01/12/2019

DOMSA

3

Considerar implementar un transmisor de posición para la PV-5240 configurado en el SDMC

Considerar implementar un transmisor de posición para la PV-5240 configurado en el SDMC

C

Preventiva

01/07/2019

01/12/2019

DOMSA

4

Cambiar la especificación de la tubería a 600# aguas arriba de la SDV-5220

Cambiar la especificación de la tubería a 600# aguas arriba de la SDV-5220

B

Correctiva

01/07/2019

01/12/2019

DOMSA

5

Instalar un PIT en el cabezal general de condensados y configurar PAH en el SDMC

Instalar un PIT en el cabezal general de condensados y configurar PAH en el SDMC

B

Preventiva

01/07/2019

01/12/2019

DOMSA

6

Configurar un LAH en el LIC5243

Configurar un LAH en el LIC5243

D

Preventiva

01/07/2019

01/12/2019

DOMSA

7

En el caso de que el tipo de compresor seleccionado lo requiera, asegurarse que el venteo sea a un lugar seguro

En el caso de que el tipo de compresor seleccionado lo requiera, asegurarse que el venteo sea a un lugar seguro

D

Preventiva

01/07/2019

01/12/2019

DOMSA

8

Configurar un LAH en el LI-5253

Configurar un LAH en el LI-5253

D

Preventiva

01/07/2019

01/12/2019

DOMSA

9

Configurar un LAL en el LI-5253

Configurar un LAL en el LI-5253

D

Preventiva

01/07/2019

01/12/2019

DOMSA

NOTAS: * NR: Nivel de Riesgo

01G-00M-09-001-F01 Rev. 5

PLAN DE SEGURIDAD

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PLAN DE RESPUETA A EMERGENCIAS

XIV.

Revisión: 0 Date / Fecha: ENE-20

LISTAS DE VERIFICACIÓN DE ACCIONES PARA LA ATENCIÓN DE LA EMERGENCIA.

Las listas de verificación se incluyen en el apartado de Procedimientos. Ver numeral X.5 del presente documento. Cabe mencionar que las Listas de verificación de acciones para la atención de la emergencia son específicas a los escenarios de riesgo identificados en el ARP, las cuales contienen lo siguiente: I. Tipo de Alarma accionada; II. Emergencia a la que se asocia la alarma accionada; III. Persona asignada a la aplicación de la lista de verificación; IV. Puntos verificativos de que las instalaciones del COE son seguras, en caso de contar con ellos; V. Puntos verificativos de que se cuente con punto de reunión; y VI. Determinación del estado de la Instalación, verificando: a. Determinación del evento en la Instalación; b. Instalación afectada (de requerirse indicar área de la Instalación); c. Estado de la energía eléctrica en la Instalación; d. Tipo de alarma accionada; e. Funcionalidad de sistemas de seguridad en la Instalación; f. Condiciones meteorológicas imperantes; g. Conteo de personal en puntos de reunión; y h. Establecimiento de vínculos iniciales de comunicación con apoyo externo.

01G-00M-09-001-F01 Rev. 5

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PLAN DE RESPUETA A EMERGENCIAS

XV.

Revisión: 0 Date / Fecha: ENE-20

SIMULACROS

El programa de simulacros se indica en el numeral XII.2. Cada vez que se realicen los simulacros indicados en el Programa, se deberá documentar el resultado de los mismos bajo la estructura mínima de los siguientes puntos: I. Escenario o escenarios de Emergencia (indicando si el Simulacro es de gabinete o de campo con la comunidad); II. Fecha y duración del Simulacro (hora de inicio y hora de terminación); III. Condiciones meteorológicas durante el Simulacro; IV. Etapa productiva (área de la Instalación donde se desarrolló el Simulacro); V. Sistemas de alertamiento utilizados en el Simulacro; VI. En su caso, reporte del conteo de personal en los puntos de reunión; VII. Tiempo de respuesta a la Emergencia; VIII. Tiempo de mitigación de la Emergencia; IX. Equipos de Emergencia utilizados; X. Participantes en Simulacro; XI. Descripción detallada del escenario o escenarios de riesgo identificados en el ARSH hipotéticos en el que se fundamentó la realización del Simulacro; XII. Evidencia documental del desarrollo del Simulacro; XIII. Programa de atención de observaciones y recomendaciones derivadas del Simulacro; XIV. Seguimiento y cierre de atención de observaciones y recomendaciones derivadas del Simulacro; y XV. Los que los Regulados consideren pertinentes. Para tal efecto, también se cumple con lo indicado en el COMERI 146 de PEMEX.

01G-00M-09-001-F01 Rev. 5

PLAN DE SEGURIDAD

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PLAN DE RESPUETA A EMERGENCIAS

XVI.

Revisión: 0 Date / Fecha: ENE-20

ACTUALIZACIÓN DEL PRE.

El PRE se actualizará cuando se presente alguno de los siguientes supuestos: I. Cada 5 años (de acuerdo con lo indicado en las Disposiciones Administrativas de carácter general que establecen los Lineamientos para la elaboración de los protocolos de respuesta a emergencias en las actividades del Sector Hidrocarburos; sin embargo, para el caso específico, el tiempo de duración de las actividades serían menores a 5 años);

II.

Modificaciones al diseño y/o tecnología del proceso o cualquier otra modificación que afecte el resultado del Análisis de Riesgo en las diferentes etapas de desarrollo del proyecto; Accidentes (Eventos Tipo 3 ó 2); o Durante algún simulacro donde se haya detectado alguna falla o mejora de los elementos evaluados.

III. IV.

Las actualizaciones señaladas en las fracciones I y II del presente artículo, deberán ser presentadas ante la ASEA, en un plazo no mayor a 30 días naturales previos a su modificación. La actualización señalada en la fracción III del presente artículo, deberá ser presentada a la ASEA, en un plazo no mayor a 30 días hábiles contados a partir de la entrega del informe final de la Investigación Causa Raíz establecido en las disposiciones administrativas de carácter general que establecen los lineamientos para que los Regulados lleven a cabo las Investigaciones Causa Raíz de Incidentes y Accidentes ocurridos en sus Instalaciones o aquella que la modifique o sustituya. La actualización señalada en la fracción IV del presente artículo, deberá ser presentada ante la Agencia 10 días hábiles posteriores a la realización del Simulacro. Todas las actualizaciones deberán ser presentadas anexando el Formato FFASEA-037 “Actualización del Protocolo de Respuesta a Emergencias”.

Rev.

Fecha

0

Diciembre 2019

Tabla 41 Control de actualizaciones. Cambios generados Versión inicial

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Revisión: 0 Date / Fecha: ENE-20

XVII. ANEXOS Los anexos correspondientes al presente Plan de Respuesta a Emergencias (PRE) se presentan a continuación: Anexo 1: Anexo 2: Anexo 3: Anexo 4: Anexo 5: Anexo 6:

Análisis de Consecuencias Procedimientos de emergencia y Cuadro de roles y funciones Documentación del Sistema Contra Incendio Listado de procedimientos Programa de capacitaciones Programa de mantenimiento

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