La prevención y respuesta a derrames de petróleo en alta mar es el estudio y la práctica de reducir el número de incidentes en alta mar que liberan petróleo o sustancias peligrosas al medio ambiente y limitar la cantidad liberada durante esos incidentes. [1] [2] [3]
Los aspectos importantes de la prevención incluyen la evaluación tecnológica de los equipos y procedimientos, y los protocolos de capacitación, inspección y planes de contingencia para evitar, controlar y detener las operaciones en alta mar. La respuesta incluye la evaluación tecnológica de los equipos y procedimientos para limpiar los derrames de petróleo , y los protocolos para la detección, el monitoreo, la contención y la eliminación de los derrames de petróleo, y la restauración de la vida silvestre y el hábitat afectados. [4]
En los Estados Unidos, los planes de contingencia para la prevención de derrames de petróleo en alta mar y los planes de respuesta a emergencias son requisitos obligatorios a nivel federal para todas las instalaciones petroleras en alta mar en aguas federales de los Estados Unidos. [5] Actualmente administradas por el Servicio de Gestión de Minerales (MMS), estas funciones regulatorias fueron ordenadas el 19 de mayo de 2010 para ser transferidas a la recién creada Oficina de Seguridad y Cumplimiento Ambiental del Departamento del Interior de los Estados Unidos . [6] Los derrames de petróleo en aguas interiores son responsabilidad de la Agencia de Protección Ambiental (EPA), mientras que los derrames de petróleo en aguas costeras y puertos de aguas profundas son responsabilidad de la Guardia Costera de los Estados Unidos . [7]
A diferencia de los criterios de Mejor Tecnología Disponible (MTD) estipulados por la Ley de Aire Limpio y la Ley de Agua Limpia , las enmiendas de la Ley de Tierras de la Plataforma Continental Exterior de 1978 estipularon que las prácticas de perforación en alta mar y respuesta a derrames de petróleo incorporan el uso de Mejores Tecnologías Disponibles y Más Seguras (BAST). [8] [9] Si bien el Programa de Evaluación e Investigación de Tecnología (TAR) se encarga de la investigación y el desarrollo de dichas tecnologías a través de proyectos contractuales, los factores humanos también son muy relevantes en la prevención de derrames de petróleo. Como lo expresó William Cook, ex jefe de la División de Rendimiento y Seguridad de Gestión de Minerales en Alta Mar para el MMS: "La tecnología no es suficiente. Tarde o temprano, se encuentra cara a cara con un ser humano. Lo que ese ser humano hace o no hace, a menudo garantiza que la tecnología funcione como se pretendía, o no. La tecnología, en particular, la tecnología nueva, innovadora y de vanguardia debe integrarse con los factores humanos y organizacionales (HOF) en un enfoque de gestión de seguridad del sistema". [10]
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Debido a los requisitos de tratamiento y eliminación para la perforación y la producción, es probable que los desechos se vuelvan cada vez más estrictos. Las prohibiciones de eliminación en tierra plantearán desafíos aún mayores, especialmente para las operaciones de petróleo y gas en zonas remotas. Los costos significativos para los productores de petróleo y gas que deben cumplir con esta nueva ola de regulaciones solo serán superados por los costos aún más significativos de su incumplimiento. La Agencia Federal de Protección Ambiental (EPA) en los Estados Unidos y organismos similares en todo el mundo, así como muchas agencias estatales y locales, han aumentado enormemente tanto sus capacidades como sus actividades de cumplimiento. La mayoría de las leyes ambientales conllevan cargos penales. Debido a esto, muchos miembros del personal de operaciones y de la alta gerencia de grandes empresas se han encontrado en el lado equivocado de las acciones de cumplimiento ambiental por ignorancia de los requisitos cada vez más complejos y las graves consecuencias de violar las leyes ambientales. [11]
Los tratados internacionales, como el Convenio internacional para prevenir la contaminación por los buques (MARPOL), administrado por la Organización Marítima Internacional e implementado en muchos países como legislación (como la Ley de Contaminación por Petróleo de los Estados Unidos de 1973 ), establecen restricciones obligatorias, registros y sanciones por el derrame de petróleo de los barcos.
En 1967, el incidente del cañón Torrey frente a la costa de Gran Bretaña derramó cantidades masivas de petróleo al océano. Uno de los muchos problemas que puso de relieve este incidente fue la cuestión de la compensación económica, ya que las leyes existentes no permitían al gobierno británico y francés demandar a la empresa responsable para obtener una compensación adecuada. Hoy en día, existen varias regulaciones, como la Ley de Agua Limpia y el Convenio Internacional sobre Responsabilidad Civil por Daños Debidos a la Contaminación por Hidrocarburos (CLC), que proporcionan un marco para abordar la cuestión de la compensación. Las regulaciones tienen como objetivo identificar quién es la parte responsable, cuáles son los daños que debe compensar y qué partes deben recibir la compensación. También hay organizaciones no gubernamentales que se ocupan de las reclamaciones de compensación por derrames de petróleo, como la Federación Internacional de Propietarios de Buques Tanque de Contaminación Limitada (ITOPF), una organización sin fines de lucro. [12] Aunque existen regulaciones internacionales, como la CLC y se adoptan ampliamente, no se aplican en todas partes. Estados Unidos, por ejemplo, ha contribuido a la creación de la CLC, pero no es signatario de la misma porque tiene amplias regulaciones nacionales, como la Ley de Agua Limpia y la Ley de Contaminación por Petróleo , en las que se basa, mientras que China sólo ha implementado partes de ellas. [13]
Los pozos de producción de hidrocarburos se diseñan y gestionan en función de las "barreras" que se colocan para mantener la contención. Normalmente se utiliza una filosofía de "barrera doble", según la cual se requieren en todo momento dos barreras verificadas independientemente para el yacimiento de hidrocarburos y el medio ambiente. La falla de una sola barrera no provocaría una liberación de hidrocarburos. Durante las diferentes fases de perforación, producción, reacondicionamiento y abandono, se utilizarán muchos equipos diferentes para mantener el control de los fluidos y las presiones del pozo.
Los principales dispositivos de control de seguridad para la perforación de pozos son los preventores de reventones (BOP), que se han utilizado durante casi un siglo para controlar la perforación de pozos petrolíferos en tierra. La tecnología de los equipos BOP se ha adaptado y utilizado en pozos marinos desde la década de 1960. La inspección y reparación de los BOP submarinos son mucho más costosas y las consecuencias de una falla potencialmente mucho peores. Hay dos variantes de BOP marinos en uso: el preventor de reventones submarino que se ubica en el fondo del océano y el preventor de reventones de superficie que se ubica entre la tubería ascendente y la plataforma de perforación . La unidad de superficie es más pequeña, más liviana, menos costosa y de más fácil acceso para pruebas y mantenimiento de rutina. Sin embargo, no previene los reventones que involucran una tubería ascendente rota. [14]
Los preventores de reventones a menudo contienen una pila de mecanismos de corte operados independientemente, por lo que hay redundancia en caso de falla y la capacidad de trabajar en todas las circunstancias normales con la tubería de perforación dentro o fuera del pozo. El BOP utilizado en Deepwater Horizon , por ejemplo, tenía cinco "arietes" y dos preventores de reventones "anulares". [15] Los arietes eran de dos tipos: "arietes de tubería" y "arietes de corte". Si la tubería de perforación está en el pozo, los arietes de tubería se deslizan perpendicularmente a la tubería, cerrándose alrededor de ella para formar un sello hermético. Los preventores anulares también se cierran alrededor de la tubería, pero tienen un movimiento más vertical, por lo que se aflojan ligeramente si la tubería de perforación se empuja hacia abajo, como podría ser necesario en una operación de "snubbing" o "well kill". [16] Los arietes de corte se pueden utilizar como último recurso [17] para cortar la tubería de perforación y cerrar todo, incluido lo que pueda estar subiendo por el interior de la tubería de perforación.
Estudios realizados para el Servicio de Gestión de Minerales han puesto en duda la fiabilidad de los arietes de corte en la perforación en aguas profundas. La Figura 1 muestra el resultado de un estudio de 2002 sobre plataformas petrolíferas en alta mar. Este estudio fue diseñado para responder a la pregunta "¿Puede el equipo BOP de una plataforma dada cortar la tubería que se utilizará en un programa de perforación determinado en las condiciones más exigentes que se esperan?" [18] Siete de los catorce casos en este estudio optaron por no realizar pruebas, otro no tenía datos suficientes para llegar a una conclusión definitiva y tres no lograron cortar la tubería en condiciones realistas de pozo y presión de agua de mar esperadas. En cada caso de falla, al aumentar la presión sobre los arietes por encima de su valor de diseño, se cortó con éxito la tubería. [18] Un estudio de seguimiento en 2004 confirmó estos resultados con una muestra mucho más grande de tuberías de perforación y preventores de reventones típicos de tres fabricantes diferentes. [17]
Además de la presión insuficiente de los arietes, una investigación del New York Times sobre el derrame de petróleo de Deepwater Horizon enumeró otras áreas problemáticas para los preventores de reventones en aguas profundas. Si una de las juntas roscadas entre secciones de tuberías está ubicada dentro de un ariete de corte, el ariete probablemente no la atravesaría, porque las juntas son "casi indestructibles". [19] Exigir dos arietes de corte en cada preventor de reventones puede ayudar a evitar este problema y algunos tipos de "falla de punto único". [19] Otras tecnologías que podrían mejorar la confiabilidad de los BOP incluyen sistemas de respaldo para enviar comandos al BOP y sumergibles más potentes que se conectan al sistema hidráulico del BOP. [19]
El revestimiento de los pozos petrolíferos en alta mar se realiza con un conjunto de tubos de acero anidados, cementados a las paredes de roca del pozo como en la Figura 4. Cada sección está suspendida por un adaptador roscado dentro del extremo inferior de la sección superior. [20] La falla de los revestimientos o del cemento puede provocar la inyección de petróleo en capas de agua subterránea, el flujo a la superficie lejos del pozo o una explosión en la boca del pozo. [21]
Además de las tuberías de revestimiento, los pozos petrolíferos suelen contener un "revestimiento de producción" o "tubería de producción", que es otro conjunto de tubos de acero suspendidos dentro de la tubería de revestimiento. El "anillo" entre la tubería de revestimiento y el revestimiento de producción se llena con "lodo" de una densidad específica para "equilibrar" la presión dentro de la tubería de revestimiento con la "presión de poro" de los fluidos en las "formaciones" rocosas circundantes. [16]
Para garantizar que el cemento forme un sello sólido, continuo y de 360 grados entre la tubería de revestimiento y el pozo, se colocan "centralizadores" [16] alrededor de las secciones de la tubería de revestimiento antes de que se bajen al pozo. Luego se inyecta cemento en el espacio entre el fondo de la nueva sección de la tubería de revestimiento y el fondo del pozo. El cemento fluye hacia arriba alrededor del exterior de la tubería de revestimiento, reemplazando el lodo en ese espacio con cemento puro y no contaminado. Luego, el cemento se mantiene perfectamente inmóvil durante varias horas mientras se solidifica. [20]
Sin centralizadores, existe un alto riesgo de que quede un canal de lodo de perforación o cemento contaminado en el lugar donde la tubería de revestimiento entra en contacto con el pozo. Estos canales pueden proporcionar una vía para una explosión posterior. Incluso una grieta delgada puede abrirse por la enorme presión del petróleo desde abajo. Luego, puede producirse erosión del cemento a causa de las partículas de arena a alta velocidad en el petróleo. De este modo, una grieta capilar puede convertirse en un canal de chorro completamente abierto. [22]
Otra causa de falla del cemento es no esperar el tiempo suficiente para que el cemento se solidifique. Esto puede ser el resultado de un cronograma de perforación apresurado, o podría suceder si hay una fuga que hace que el cemento se deslice durante el tiempo en que se supone que debe estar fraguando. Se puede ejecutar un "registro de evaluación del cemento" [16] después de cada trabajo de cementación para proporcionar una verificación detallada de 360 grados de la integridad de todo el sello. A veces, estos registros se omiten debido a las presiones del cronograma.
El cemento también se utiliza para formar barreras permanentes en el espacio anular fuera del revestimiento de producción y barreras temporales dentro del revestimiento. Las barreras temporales se utilizan para "cerrar" el pozo después de la perforación y antes del inicio de la producción. La Figura 4 muestra una barrera que se está probando reemplazando el lodo pesado que se encuentra sobre ella con agua de mar más liviana. Si el tapón de cemento puede contener la presión del lodo que se encuentra debajo, no habrá flujo ascendente de agua de mar y se puede reemplazar con lodo para el cierre final.
No hay barreras de cemento en el espacio anular de la Figura 4. Si bien no es necesario colocar dichas barreras, agregarlas puede minimizar el riesgo de una explosión a través de un canal abierto directo desde el yacimiento hasta la superficie. [23]
Los derrames de petróleo son malos