El incidente en el Golfo de México, mundialmente difundido por sus graves alcances., Apuntes de Geología

¡Descarga El incidente en el Golfo de México, mundialmente difundido por sus graves alcances. y más Apuntes en PDF de Geología solo en Docsity! 36 | Petrotecnia • diciembre, 2010 E l 20 de septiembre último, el almirante (RE) de la Guardia Costera de los Estados Unidos Thad Allen, a cargo del control del pozo Macondo, de British Petro- leum (BP), declaraba: “La BOEM (Oficina de Gerenciamiento, Re- glamentación y Aplicación de la Energía Oceánica) ha confirmado que el pozo Macondo ha quedado sellado en forma definitiva como resultado de los tapones de ce- mento inyectados en el pozo de alivio perforado por la plataforma Development Driller III, cuya inte- gridad fue debidamente verificada por medio de las pruebas a presión practicadas”. Se daba así por ter- minado el catastrófico accidente, considerado uno de los de mayor envergadura en la industria de los hidrocarburos de todos los tiem- pos. Partiendo de información de conocimiento público de BP y del informe elaborado por la Comisión de Energía y Comercio del Congreso de los Estados Uni- dos, el presente trabajo intenta explicar paso a paso las posibles causas del incidente. N ot a té cn ic a Posibles causas del accidente de la plataforma Deepwater Horizon Por Gabino Velasco El incidente en el Golfo de México, mundialmente difundido por sus graves alcances, suscitó numerosos interrogantes acerca del eventual origen del problema. Aquí, se expone con rigor técnico un análisis de lo sucedido 37Petrotecnia • diciembre, 2010 | Plataforma semisumergible de perforación en aguas profundas Deepwater Horizon Compañía contratante: British Petroleum (BP) Propietario: Transocean Ltd. Fabricante: Hyundai Heavy Industries (Corea del Sur) Año de fabricación: 2001 Costo aproximado de la plataforma semisumergible: US$ 350.000.000 Capacidad perforante (incluida la profundidad del agua): 30.000 pies (9144 m) Capacidad de la torre: 2.000.000 lb Bombas de lodo: 4 (cuatro), National 14-P-220 de 2200 HP Dimensiones: Largo: 121 m, Ancho: 78 m, Altura total: 41 m Potencia instalada: 25.200 HP + 1000 HP para emergencias Profundidad del agua hasta la cual puede operar: 10.000 pies (3048 m) El equipo no opera anclado, dado que las catenarias serían no solo muy costosas, sino también extremada- mente pesadas. Por lo tanto, utiliza un sistema informático triplemente redundante accionado por el posicio- namiento satelital que permite man- tener la plataforma en el eje vertical del pozo por medio de varios thrusters (poderosas hélices colocadas en un túnel orientable). Los equipos de perforación offshore (costa afuera) son casi iguales a los que perforan en tierra, puesto que la perforación a partir del lecho marino no presenta diferencias sustanciales respecto de la perforación onshore (en tierra firme). Las principales disimili- tudes con los equipos de tierra estri- ban en los siguientes puntos: A) BOP Se trata de la ubicación, el diseño y el accionamiento de las válvulas de control de la boca de pozo, que se encuentran en el lecho del mar, co- múnmente denominadas por el acró- nimo inglés BOP (Blowout Preventers) (ver gráfico 1). Posee las siguientes rams (esclusas), enumeradas desde arriba hacia abajo: I) Esclusa de corte para el sondeo y cierre total.Deepwater Horizon Cierre anular superior (Upper Annular) Adaptador del elevador Unión flexible (flex joint) (rise adapter) Esclusa de corte para el sondeo y cierre total Esclusa de corte para el casing Cierres anulares superior e inferior (tipo Hydrill) Esclusa de cierre total para ensayos Cierre anular inferior (Lower Annular) (Test Ram) (Lower VBR) (Upper VBR) (Casing Shear Ram) (Blind shear Ram) Conexion LMRP (LMRP Disconnect) Gráfico 1 40 | Petrotecnia • diciembre, 2010 de producción del pozo (que se de- nomina comúnmente tubing). Por el interior de esta, fluirían el petróleo y el gas desde los punzados efectuados frente a la formación productiva has- ta la armadura de surgencia cuando se pusiera el pozo en producción. Una revisión posterior a esta deci- sión aconsejó cambiar este programa por la variante liner/tie-back: entubar un liner de 7” y colgarlo dentro del casing existente de 13 7/8” para luego completar la columna bajando un casing de 9 7/8” con un stinger de empalme en el extremo inferior que penetre en el alojamiento del que está provisto el colgador (tie-back) de modo que se empaquete la conexión. Con esta solución, se agregaría una barrera más en el espacio anular. Centralizadores Los centralizadores tienen flejes de acero y se van instalando en el casing a medida que este se entuba. Tienen como función forzar el casing para que tienda a posicionarse en el pozo de modo tal que su eje longitudinal quede lo mas próximo posible al eje longitudinal del pozo. Lo ideal es que ambos ejes coincidan para que el casing quede perfectamente centrado dentro del pozo. Los centralizadores van colocados cubriendo todo el tra- mo del pozo que se cementará, y su número y la posición son determina- dos por las características de las rocas atravesadas y la geometría del pozo. Si el casing no está centralizado como corresponde antes de cemen- tar, existe el riesgo de que se formen canales que luego permitan migrar al gas hacia arriba por el espacio anular que hay alrededor del casing. La reco- mendación práctica del API previene: “Si el casing no está centralizado, se apoyará contra las paredes del pozo, Conjunto sellante de 18 3/4 tipo SS-15 (18-3/4 Type SS-15 Seal Assembly) Colgador de Casing SS-15 de 9 7/8 y colgador interior (9-7/8” SS 15 Casing Hanger & Dummy Hanger) Manguito de cierre inferior HER entre casing SS-15 de 18 3/4 y 97/8” (18-3/4x9-7/8” SS-15 CSG HGR Lock Down Sleeve) Pared de apoyo SS-15 de 36 x 11/2” (36x1-1/2” Wall SS-15 Housing) Apoyo de la cabeza del pozo apertura máxima ll de 18 3/4” tipo SS-15 (18-3/4”SS-15 Big Bore ll Well Head Housing) Anillo de carga (Load ring) Casing de 9 7/8” VERDE: Referencia ROSA: AZUL: Reforzador de presión Reforzador de presión Ganancia acumulada (Cumulative Gain) (Shoe Failure Scenario) (Seal Assembly failure Scenario) Lodo de 14 LB por galón Espaciador de 16 LB por galón Agua de mar de 8,6 LB por galón Escenario de falla del zapato Escenario de falla del dispositivo sellado 18 bbl 15 bbl 18:40 19:55 1400 0 1400 0 Orificio Orificio TRABAJO EN PROGRESO 37”18 37”18 Gráfico 4 Gráfico 5 42 | Petrotecnia • diciembre, 2010 dificultando y hasta imposibilitando desplazar eficientemente el lodo de los lugares en los cuales el casing este más próximo a la pared del pozo…”. En el caso del accidente que hoy describimos, el ingeniero del contra- tista de cementación efectuó corridas del programa de simulación con varios escenarios hasta obtener un riesgo de canalización “menor” con veintiún centralizadores. Por su parte, el representante del operador respondió que, en la plata- forma, había solo seis centralizadores y que ya no había tiempo para traer más centralizadores de tierra, más aún considerando que el pozo era perfectamente vertical y, por lo tan- to, no iba a haber problemas con la centralización del casing. Es un hecho conocido por todos los perforadores que no existe ningún pozo 100% vertical en toda su longi- tud que sea un cilindro perfecto talla- do en la roca dentro del cual una co- lumna de casing quede perfectamente concéntrica sin necesidad de centrali- zadores (y menos este pozo, que tiene un side track en 13.150 pies). La lechada que se programó para cementar la cañería de producción del pozo fue del tipo foam cement, cuyas pequeñas burbujas de nitró- geno le dan después de fraguado un aspecto de espuma estable y adquiere como principal característica una mayor resistencia a los esfuerzos cí- clicos circunferenciales. Esto provee una aislación más prolongada que el cemento convencional en el cual generalmente comienzan a aparecer fisuras entre los dos y los diez ciclos de esfuerzos alternativos en los ensa- yos de resistencia, en el laboratorio. Perfil de adherencia del cemento (CBL) El perfil de adherencia del cemen- to es un registro acústico que se corre bajando una sonda con un cable por el interior del casing después que se ha realizado su cementación y el cemento ha fraguado. Esta herramienta permite deter- minar si el cemento se ha adherido tanto al casing como a las formacio- nes circundantes. De este modo, es posible conocer si este está en con- diciones de cumplir sus funciones aislantes. Si se detecta la existencia de canalizaciones que permitan la migración del gas y del petróleo por ausencia de adherencia, cabe la posibilidad de punzar la cañería e inyectar cemento adicional al espacio anular para completar el anillo. Las Normas del MMS (Minerals Management Service, de los Estados Unidos) establecen que, si hubiere alguna sospecha sobre la consistencia de la cementación del casing, se debe: 1) Realizar una prueba de presión del zapato. 2) Correr un registro de tempe- ratura. 3) Correr un registro de adheren- cia del cemento. 4) Correr un registro de estos dos perfiles combinados. El 18 de abril, el operador solicitó al contratista de perfilaje que envia- ra su personal a la plataforma para correr el perfil de adherencia del 44 | Petrotecnia • diciembre, 2010 cemento por si fuera requerido. A los dos días, antes de haber efectuado la prueba de presión del zapato (indi- cando que el resultado de esa prueba no era un factor que podía cambiar la decisión del operador), le informó que sus servicios no serían necesarios. Circulación del lodo Otra decisión cuestionable señalada sería el hecho de no haber circulado una vuelta completa al lodo antes de cementar para hacer llegar a la super- ficie todo el lodo que se encontraba inicialmente en el fondo del pozo. La vuelta completa del lodo tiene varios propósitos: permite al perso- nal del equipo constatar la entrada de gas de la formación, controlar los bolsones de gas que se podrían haber incorporado al lodo y asegurar la re- moción de los recortes de perforación y otros sólidos que podrían haberse depositado en el fondo del pozo. De esta manera, se evita la contamina- ción del cemento. El programa del operador estable- cía circular solamente 261 barriles en treinta minutos, lo cual, como hemos dicho, era muy inferior al rango de seis a doce horas que insumiría la normalización completa del lodo antes de cementar. Seguro de bloqueo del colgador El interrogante final del Congreso de los Estados Unidos se relaciona con la decisión del operador de no instalar este seguro crítico para trabar el colgador dentro de su alojamiento en la cabeza de pozo (ver gráfico 6). Estando colgado en la cabeza de pozo, y el cemento fraguado en el espacio anular, el casing se mantiene asentado en su alojamiento por la fuerza de gravedad generada por el peso de su longitud libre. Sin embar- go, en ciertas condiciones de presión, el casing puede flotar elevándose en la cabeza de pozo y crear la oportuni- dad potencial de que los hidrocarbu- ros se abran paso a través de la cabeza de pozo, atraviesen la BOP e ingresen al riser en dirección hacia la superfi- cie. Para evitar esta circunstancia, se instala un seguro de bloqueo. En ese escenario, las empaqueta- duras de la cabeza de pozo se verían sometidas a una presión estimada de 14.000 psi (980 kg/cm2). La cabeza de pozo había sido probada brevemente a 10.000 psi (700 kg/cm2) y había su- perado una prueba sostenida a 6000 psi (420 kg/cm2), lo cual la ponía en evidente desventaja ante las presio- nes que debía contener. Una vez que la presión del gas pudiera vulnerar la empaquetadura de la cabeza de pozo, bien podría esta haberse desprendido, levantar y for- zar trozos de cañería dentro la BOP, lo cual justificaría la imposibilidad de cerrar las válvulas que la componen en el momento de la emergencia, por lo que se inhabilitaría la última línea de defensa entre el pozo y el equipo. La ausencia de una segunda barre- ra en el espacio anular se supone que dio lugar posteriormente a la expan- sión del fluido, cuando comenzó la surgencia de gas y petróleo. El 20 de abril, el ambiente en la plataforma era optimista. Había tan solo dos interposiciones entre la plataforma y la explosiva mezcla de gas y petróleo: el lodo y las BOP de control de las presiones del pozo, que se hallaban en el lecho marino con algunos problemas hidráulicos. 100 0 200 300 400 500 600 700 800 A cu m ul ad o re cu pe ra do e n m ile s de b ar ri le s (M B O P D ) C an ti da d di ar ia e n m ile s de b ar ri le s di ar io s (M B O P D ) 10 0 20 30 40 50 Acumulado Campana LMRP Acumulado Helix Q4.000 Diario Nota: La Q4000 es una construcción tipo barco para petróleo, una construcción que opera bajo bandera norteamericana por Helix Energy Solutions Group y provee una plataforma estable para una variedad de tareas, que incluye la completación submarina. Está específicamente diseñada para intervención y construcción de pozos en profundidades inferiores a los 3.048 metros. 60 70 80 ~734.000 barriles 4 d e ju ni o 8 d e ju ni o 1 2 d e ju ni o 1 6 d e ju ni o 2 0 d e ju ni o 2 4 d e ju ni o 2 8 d e ju ni o 2 d e ju lio 6 d e ju lio Gráfico 5. Recolección: Campana LMRP + el Helix Q4.000