Preguntas y respuestas
1. ¿Cuántos pozos hay en el campo Kab? (o plataforma)
En la plataforma Kab-101 se encuentran los pozos productores Kab-101, kab 121, así como el pozo Kab-103, el cual está parcialmente perforado.
2. ¿Cuál es la producción total del campo Kab?
En conjunto ambos pozos producían hasta antes del accidente 5 mil 700 barriles diarios de petróleo crudo y 700 mil pies cúbicos de gas natural.
3. ¿Cuándo ocurrió el incidente?
El martes 23 de octubre.
4. ¿Cómo se originó el derrame?
El domingo 21 de octubre, la plataforma Usumacinta fue posicionada junto a la plataforma aligerada Kab-101 (tipo Sea Pony) con el propósito de terminar de perforar el pozo Kab-103. Desde la mañana del martes 23 de octubre se empezaron a sentir los efectos del frente frío número 4, que habrían provocado que el cantilever (extensión de la plataforma autoelevable que sostiene a la torre y piso de perforación y que se ubica sobre el pozo o pozos a intervenir) de la plataforma Usumacinta golpeara la parte superior del árbol de válvulas del pozo Kab-101, generándose una fuga de hidrocarburos. Esa fuga fue eliminada en minutos por personal que bajó al piso de producción de la plataforma Kab-101 y cerró las válvulas subsuperficiales de seguridad de los dos pozos. Sin embargo, posteriormente fue dañado de manera similar el árbol de válvulas del pozo Kab-121, presentándose en este dos puntos de fuga; uno con flujo menor a través de la tubería de producción y otro con flujo de mayor magnitud en el cabezal de la tubería de producción, por una válvula lateral degollada.
5. ¿Cuantos trabajadores fallecieron?
Al 10 de diciembre se tienen identificados 20 trabajadores fallecidos, uno no reconocido y uno más se encuentra en calidad de desaparecido.
6. ¿Cuál es el estatus actual de indemnizaciones?
Al 9 de diciembre PEMEX y las compañías contratistas han pagado a los deudos de 16 de ellos las indemnizaciones correspondientes. En todos los casos, Petróleos Mexicanos y las empresas contratistas han asesorado y dado apoyo a las familias de los trabajadores fallecidos. | Boletín No. 181
7. ¿Por qué es tan complicado controlar un pozo en fuga?
Una fuga de gas combustible, sobre todo con alta presión, representa un importante peligro para la salud y la seguridad de los trabajadores. Cuando la emanación se encuentra apagada tiende a formarse una atmósfera explosiva que puede arder ante una chispa proveniente de equipos de corte o soldadura, del escape de motores encendidos, por el simple choque de dos piezas metálicas o por corriente estática; cuando la emanación está encendida, por otra parte, el calor que irradia impide a los trabajadores y equipos operar cerca del punto de fuga. También debe tomarse en cuenta que los escapes de fluidos a presión erosionan los elementos de control y el fuego los deforma, quedando inutilizados en ambos casos. Este caso en particular ha resultado complejo por el hecho de que el cantilever de la plataforma Usumacinta, con su piso y torre de perforación encima, bloqueaban por arriba y por los costados de los pozos, quedando éstos y la fuga confinados en un espacio de maniobra muy reducido que no permitía el uso de los equipos y herramientas que suelen ser de utilidad en estos casos.
8. ¿Cuál es la situación actual del control del pozo?
Ya fueron removidos la torre y el piso de perforación, así como dos viguetas del cantilever de la plataforma Usumacinta, que obstaculizaban las tareas para extinguir el fuego del pozo Kab-121 y para operar en el control del mismo. Se colocó un aditamento que guía la fuga y en su caso el fuego hacia arriba, facilitando las maniobras alrededor de los pozos. El fuego puede ya ser encendido y apagado a voluntad, en función de lo que requiera cada una de las operaciones. En este momento se hacen los preparativos para instalar un nuevo piso de trabajo a la plataforma Kab-101, de manera que las cuadrillas de trabajadores puedan desarrollar ahí las maniobras subsecuentes.
9. ¿En qué consisten las labores de control?
Habiendo sido liberada el área de cabezales de los pozos y redireccionado el flujo de los hidrocarburos y toda vez que se colocó el piso de trabajo en la plataforma Kab-101, se procederá a cortar las tuberías del pozo Kab 121 por debajo de los cabezales a fin de eliminarlos e instalar un preventor de reventones, que permitirá cerrar el pozo para eliminar la fuga y después controlar el pozo mediante la inyección de fluidos de alta densidad. La etapa final será el taponamiento del pozo con cemento.
10. ¿Qué volumen se derrama de crudo?
Análisis realizados al momento de la contingencia permitieron estimar que la fuga de crudo asciende a 422 barriles diarios; por otra parte, mientras la fuga de hidrocarburos está encendida el derrame de crudo al mar se reduce en al menos 80 por ciento, debido a que el aditamento gúia que se colocó para direccional la flama no permite una combustión completa..
11. ¿Qué volumen se ha dejado de producir?
Los pozos Kab-101 y Kab-121 producían en conjunto 5 mil 700 barriles de petróleo crudo y 700 mil pies cúbicos de gas por día.. Esa es la producción que está siendo diferida.
12. ¿Cuánto ha gastado Pemex para controlar el pozo?
La renta de embarcaciones que realizan labores para controlar el fuego y contener la mancha de hidrocarburos tiene un costo diario de entre 100 y 120 mil dólares; sin embargo, ha sido necesario utilizar otros recursos para los preparativos de control del pozo y otras actividades. Algunos de esos recursos participan de manera intermitente y otros de manera continua, por lo que los costos reales serán determinados a medida que se consoliden los procesos de documentación de estimaciones y facturación correspondientes durante las próximas semanas y se estará entonces en condiciones de proporcionar una estimación global precisa de costos.
13. ¿En cuánto tiempo se va a extinguir el fuego?
El fuego está ya bajo control en el sentido de que es encendido y apagado a voluntad. Ello se hace en función de las necesidades de cada operación a realizar, ya que aunque podría pensarse que la situación ideal es no tener fuego, la presencia de este garantiza que el gas está siendo quemado y que por tanto no existe una atmósfera tóxica y explosiva cuando se van a hacer movimientos de partes metálicas o se va a usar equipo que podría generar chispas; es decir, hay operaciones que se realizan con mayor seguridad si el fuego está encendido. Adicionalmente, con el fuego encendido los hidrocarburos se consumen y no caen al mar en su totalidad, minimizando el impacto ambiental en el mar.
14. ¿En cuánto tiempo se calcula que quedará controlado totalmente el pozo?
De dar resultado las acciones del plan de control actual y de no presentarse condiciones climatológicas adversas, se estima que entre 20 y 30 días.
15. Una vez controlado el pozo kab-121 ¿se taponará y cerrará definitivamente?
De acuerdo con lo programado, una vez restituidos los componentes de seguridad en superficie, retirada la plataforma Usumacinta y reparada la plataforma Kab-101, los pozos Kab-121 y Kab-101 podrían ser reparados para ser puestos de nuevo en producción. No puede descartarse, sin embargo, que como resultado de la contingencia alguno de ellos quede en una situación tal que resulte más conveniente sustituirlo que recuperarlo. En cuanto al pozo Kab-103, este se terminará de perforar y será puesto en producción.
16. ¿Qué tipo de plataforma es la Usumacinta?
Es una plataforma de perforación autoelevable, tipo Mat cantilever, propiedad de la Compañía Perforadora Central; fue construida en 1982. Tiene capacidad para perforar pozos de hasta 20 mil pies de profundidad y en un tirante de agua máximo de 200 pies. El término autoelevable se refiere a que las tres patas atraviesan el cuerpo o casco de la plataforma y son manejadas mediante un sistema de cremallera que puede subirlas y bajarlas. En el último caso, cuando la plataforma ya está apoyándose en el fondo marino el casco empieza a elevarse a sí mismo mediante ese sistema. Por otra parte, el término MAT se refiere a que las tres patas de la plataforma no son independientes, sino que están unidas a una base plana (propiamente el mat) que es lo que se asienta sobre el fondo marino.
17. ¿Estaba preparada para operar en mar?
Estas plataformas son diseñadas y construidas específicamente para operar en mar.
18. ¿Cuántos años de vida útil tienen estas plataformas?
40 años o más, siempre y cuando se les de el mantenimiento requerido y se renueven los componentes importantes para la operación..
19. ¿Se va a desmantelar la plataforma Usumacinta?
Se ha desmantelado sólo la torre, el piso de perforación y dos vigas del cantilever, que eran los componentes que obstruían los trabajos para controlar la fuga y restituir las condiciones de seguridad. Por el momento no se tiene contemplado desmantelar ningún otro componente estructural importante de la plataforma Usumacinta.
20. ¿Cuántas plataformas hay en la Sonda de Campeche?
Existen diferentes tipos de plataformas:
Plataformas fijas de perforación 112 Plataformas recuperadoras de pozos 58 Plataformas de producción 17 Plataformas de compresión 8 Plataformas de enlace 16 Plataformas habitacionales 20 Plataformas semisumergibles (equipos) de perforación 4 Plataformas autoelevables (equipos) de perforación 30 Plataformas semisumergibles de mantenimiento 6
21. ¿Cuál es la producción global de PEMEX en la Sonda de Campeche?
La Región Marina Noreste y la Región Marina Suroeste producen en conjunto 2 millones 376 mil barriles diarios de petróleo crudo y 2 mil 236 millones de pies cúbicos diarios de gas natural, representando el 82 % y el 37 % de la producción nacional, respectivamente.
22. ¿Cómo se compara el derrame actual del pozo Kab.121 con el derrame del pozo Ixtoc 1?
El Ixtoc-1 arrojó durante 9 meses 13 mil barriles diarios, mientras que el Kab-121 solamente fuga 422 barriles diarios. Además, Ixtoc-1 fue un pozo que se descontroló durante su perforación, la fuga era a nivel del lecho marino y carecía de válvulas subsuperficiales y superficiales, por lo que resultó sumamente difícil su control.
Hasta ahora, en cambio, Kab-121 cuenta con elementos de control tanto subsuperficiales como superficiales que han impedido que se descontrole el flujo del yacimiento a la superficie, sólo que el sistema presenta una fuga y ahora el fuego ha dañado parte de esos elementos de control. Por ello, en el lenguaje técnico de la industria petrolera Kab 121 no es un pozo descontrolado, sino un pozo con fuga de hidrocarburos, la cual está en el árbol de válvulas a más de 20 metros por encima del nivel del mar, lo que facilitará las maniobras restantes.
El pozo sí será controlado mediante la inyección de fluidos y se le colocarán tapones de cemento, pero estas son medidas necesarias para crear barreras a fin de que puedan ser realizadas con seguridad las operaciones restantes hasta restituir las condiciones de seguridad en la superficie.
23. ¿Qué son las chapopoteras naturales?
Son emanaciones naturales de hidrocarburos fósiles y existen tanto en tierra firme como en el fondo del mar. Estas emanaciones de hidrocarburos provienen de yacimientos subsuperficiales y se originan cuando las capas superiores no son impermeables o bien se han fracturado debido a los esfuerzos presentes en la corteza terrestre. En el caso de la Sonda de Campeche la presencia de estas chapopoteras está bien documentada y sus residuos suelen ser arrastrados por las corrientes marinas hacia las costas en época de nortes y frentes fríos.
24. ¿Al 29 de noviembre, ¿qué evidencia se tiene de afectaciones al medio ambiente?
El crudo del campo Kab es ligero, lo que permite que alrededor del 40 % de lo derramado se evapore. Del volumen restante una gran parte es recuperada en mar por personal al servicio de PEMEX; una pequeña parte de los residuos pesados producto de la evaporación de los componentes ligeros se precipita en grumos y otra pequeña parte alcanza a ser arrastrada a la costa.
Hasta la fecha sólo ha ocurrido una arribazón, afectando aproximadamente 10 km de playa al sureste de la desembocadura del Río Grijalva. En 72 horas se logró recoger todo el material contaminado, recuperándose aproximadamente 500 toneladas de arena con material orgánico e hidrocarburos, conteniendo aproximadamente 394 barriles de crudo.
El volumen acumulado de recuperación es de 4 mil 694 barriles en el mar y 394 bls en tierra, sumando un total de 5 mil 88 barriles de aceite hasta el 6 de diciembre.
No existen evidencias físicas de daños a organismos o afectaciones al sector pesquero. Profepa y Semar han corroborado las dimensiones del derrame y se mantiene un estricto seguimiento y control. Se cuenta con personal de las comunidades aledañas contratado y bajo la coordinación de PEP continúan con la inspección y recolección de basura de las playas, sin que a la fecha se haya registrado otra afectación a playas.
25. ¿Al 30 de noviembre, ¿qué acciones ha emprendido PEMEX para contener el derrame?
A los cuatro días del incidente se instaló una válvula de seguridad en el pozo Kab-121 con lo que una pequeña fuga que presentaba a través de la tubería de producción quedó controlada. Asimismo, se instaló una línea a la válvula lateral del cabezal, a fin de inyectar agua para prevenir en la medida de lo posible el incendio del pozo; por otra parte, se realizaron las interconexiones para inyectar fluido de control y posteriormente bombear cemento; desafortunadamente, debido probablemente a las altas temperaturas presentes, los sólidos contenidos en el fluido de perforación de alta densidad obturaron las líneas y la operación de control no fue exitosa. Posteriormente sobrevino el incendio de la fuga de hidrocarburos.
Frente a este escenario, los técnicos de Petróleos Mexicanos optaron por eliminar los elementos estructurales que impedían que los chorros de agua lanzados por los barcos contraincendio (ubicados cerca de la plataformas desde que se inició la fuga) alcanzaran los puntos críticos de la flama para reducir y apagar el fuego y que habrían obstruido después las maniobras para sustituir las conexiones de control de los pozos. Durante todas estas operaciones y exceptuando sólo los periodos en los que el clima lo ha impedido, barcos equipados con barreras de contención, barreras absorbentes y dispersantes se han dedicado a contener y recuperar el crudo ya derramado, a fin de evitar que afecte una mayor área y sea arrastrado a la costa.
Seguimiento Plataforma Usumacinta