Traducción del artículo "After North Sea Gas Leak, Drillers Fear Corrosive Fluid Could Threaten Deep Sea Wells Across The World" publicado el 5 de septiembre de 2013 por The Hufttinton Post
El
corrosivo fluido de perforación que provocó el peor escape de gas
en el Mar del Norte en los últimos 20 años podría amenazar pozos
de alta mar similares en todo el mundo, y la operadora Total ya ha
advertido a Shell que su cercano yacimiento de Shearwater puede estar
en riesgo.
Los
fluidos corrosivos implicados en el escape del yacimiento Elgin de
Total, tales como el bromuro de calcio, se usan normalmente en los
pozos de alta mar, y los expertos temen que se repita el escape, ya
que las operadoras, bajo la presión de tener que contrarrestar la
descendente producción de las reservas convencionales, pasan a
operar en yacimientos de más profundidad, más calientes y de mayor
presión.
“Las
salmueras de bromuro se han utilizado en cientos de pozos desde su
introducción en los años 80”, manifestó a Reuters John Downs,
ingeniero químico que dirige su propio grupo consultor. “Puede que
se necesite un muy buen programa de reparación si el agrietamiento
por la corrosión bajo tensión causado por la salmuera de bromuro en
Elgin ocurre también en algún otro sitio”.
La
operadora Total está tan preocupada por que se repitan los hechos en
el propio yacimiento de Elgin que está planeando suprimir éste y
otros diez pozos del complejo, lo que podría costarle más de un
billón y medio de libras (2,34 billones de dólares) en
sustituirlos.
El
mar del Norte es el lugar con mayor número de reservas de alta
presión y alta temperatura (HPHT, del inglés “High-pressure, high
temperature”) de cuantas cuencas de producción de cualquier gas o
petróleo ya maduro existen.
El presidente de Total
en el Reino Unido, Patrice de Vivies, declaró a Reuters haber
cooperado de forma particularmente estrecha con la Royal Dutch Shell
a la hora de compartir información sobre las causas del escape.
“Con Shell hemos
compartido más información incluso que con otras operadoras, ya que
ellos tienen un yacimiento cercano al nuestro, el de Shearwater, lo
que significa que ellos tienen, potencialmente, quizás no idénticos
pero sí similares problemas”, dijo de Vivies.
Como el de Elgin, el
yacimiento de Shearwater de Shell se alimenta con una reserva HPHT,
donde las temperaturas pueden alcanzar hasta los 140 grados Celsius.
Shell declinó hacer
comentarios.
En su máximo nivel de
producción Elgin y Shearwater suponen más de una décima parte de
la producción de gas británica. Elgin reanudó sus actividades este
año.
Cualquier indicio de
otro caso como el de Elgin puede justificar más investigaciones
sobre los efectos de los fluidos utilizados en los pozos HPHT, lo que
podría llevar a la supresión de más pozos y dar al traste con los
planes para explotar otros nuevos en el mar del Norte.
Que resurgieran las
fortunas en el mar del Norte ha sido consecuencia de las inversiones
en los yacimientos HPHT. Este tipo de yacimientos también son
comunes cerca de la costa de Brasil y en el golfo de México. La
industria ha tenido que adaptar los materiales y fluidos utilizados
para hacer frente a las peligrosas condiciones de trabajo.
La propia investigación
de Total sobre las causas del escape sigue estando incompleta, aunque
el yacimiento reanudó su producción en marzo, con la bendición del
Comité Ejecutivo para la Salud y la Seguridad (HSE, del inglés
Health and Safety Executive) del Reino Unido.
“Esperamos estar en
disposición de reproducir el fenómeno en el laboratorio a finales
de año”, dijo de Vivies.
NECESIDAD DE SABER
Los ingenieros de
perforación, fabricantes de equipos y expertos químicos dicen que
se sabe poco de las consecuencias a largo plazo que la exposición
del revestimiento de los pozos a la acción de los fluidos a base de
bromuro pueda tener. Algunos fluidos de bromuro corrosivo ya han sido
prohibidos.
“Es un pozo en
funcionamiento, y hay cientos de miles de ellos por ahí. Cada uno de
ellos puede sufrir en cualquier momento el mismo problema que
aparentemente tuvo Elgin. Así que necesitamos saber algo al respecto
a nivel de industria”, dijo Liane Smith, fundadora de Intetech,
compañía especialista en la integridad de pozos, recientemente
adquirida por Wood Group.
Se estuvo escapando gas
del pozo G4 de Elgin durante un mes y medio, creando sobre la
plataforma una enorme nube de gas inflamable de unas 150 millas (240
kilómetros) al este de Aberdeen, en Escocia.
El escape provocó la
subida de los precios del gas y recortó el suministro al Reino Unido
en un 7%. Se decretó una zona de exclusión en el aire y en el mar y
el personal fue evacuado de esa área. Si la nube de gas hubiera
prendido fuego los resultados habrían sido devastadores.
La operadora Total ha
dicho que el escape se produjo por la reacción corrosiva entre el
bromuro de calcio utilizado para rellenar el pozo y el lubricante de
las tuberías, que bajo alta presión agrietó la tubería. La
empresa francesa lo describió como un “suceso único”.
El bromuro de calcio no
está generalmente considerado como corrosivo y aún es muy utilizado
en el mar del Norte, pero Reuters destapó un número de casos
históricos en los que los compuestos químicos entre fluidos,
conocidos como haluros, tales como el bromuro de zinc y el cloruro de
calcio, han corroído tuberías.
Los fluidos de haluro,
tales como las salmueras, pueden reaccionar con el oxígeno, con el
dióxido de carbón o con el hidrógeno para formar sustancias
corrosivas, particularmente en pozos profundos como el de Elgin,
donde las temperaturas pueden alcanzar los 200 grados Celsius.
“El bromuro pertenece
al mismo grupo que el cloruro y, por lo tanto, siempre existe el
riesgo de que el haluro agriete los aceros más susceptibles a la
corrosión. Si los aceros utilizados son susceptibles de agrietarse
con cloruro, también correrán el riesgo de ser agrietados con
bromuro”, dijo Paul Rostron, catedrático de química corrosiva en
el Petroleum Institute de los Emiratos Árabes Unidos.
En 1999 una tubería de
un pozo del yacimiento HPHT de Erskine, explotado en esa fecha por
Texaco y actualmente por Chevron, se agrietó después de que el
cloruro de calcio reaccionara con el aire para corroer el acero.
También se sabe que el
bromuro de zinc es cada vez más corrosivo a altas temperaturas y su
uso está prohibido en el mar del Norte porque es considerado
peligroso.
“El bromuro de Zinc y
otros bromuros son altamente corrosivos para cualquier tipo de acero
que entre en contacto con ellos”, dijo el consultor Downs.
YACIMIENTOS SUPRIMIDOS
La operadora Total ha
explicado cómo llegó el gas al pozo de Elgin, pero la compañía ha
permanecido en silencio sobre cómo se abrieron brechas en otros tres
muros del pozo después de que se produjeran en ese punto de entrada
inicial.
La personas relacionadas
con esta industria quieren ver un mayor debate en las publicaciones
especializadas en el petróleo. Si se ha descubierto un escenario en
el que el bromuro de calcio se ha convertido en algo peligrosamente
corrosivo, la información debe ser compartida, dicen.
“Tienen que decirnos
lo que necesitamos mantener fuera de nuestros pozos para que nosotros
no vayamos como estúpidos a hacer lo mismo otra vez”, le dijo a
Reuters un ingeniero de corrosión que declinó ser nombrado para que
sus comentarios no afectaran a su relación con los clientes.
La operadora Total
asegura que ya ha compartido la información con los operarios.
“Antes de que podamos
publicar documentación científica queremos reproducir lo ocurrido
en un laboratorio”, manifestó de Vivies en representación de
Total.
El director general de
Total, Christophe de Margerie, dijo: “Todavía no se ha hecho
pública la conclusión final porque aún no se ha acabado el
intercambio de opiniones para entender todo lo que ocurrió y todo lo
que podría ocurrir en el futuro”.
El Comité Ejecutivo
para la Salud y la Seguridad (HSE) del Reino Unido y Total han
llevado investigaciones independientes sobre lo que ocurrió en
Elgin.
La investigación del
HSE será pronto enviada a las autoridades de Escocia, donde se
tomará una decisión sobre si se llevará a Total ante los
tribunales por el incidente.
Hasta entonces, la
investigación del HSE no puede ser hecha pública, según dijo un
portavoz del organismo protector.
Mientras el resto de la
industria espera a que se descubra cuáles fueron las causas del
escape, Total está llevando a cabo acciones preventivas.
“A la luz de la
lección aprendida con el accidente del G4, hemos redefinido los
requisitos técnicos que deben cumplir nuestros pozos, y la
consecuencia es que un mínimo de 10 pozos tendrán que ser
suprimidos”, manifestó en marzo a Reuters Yves-Louis Darricarrere,
director de Energía y Petróleo en Total.
El proceso tardará unos
tres años en ser completado, y el costo de sustitución de cada pozo
es de unos 140 millones de libras, según afirmaron fuentes con
conocimiento directo del procedimiento de abandono de los
yacimientos.
“La operadora Total
hizo un planteamiento muy conservador en los restantes pozos de
Elgin”, confirmaron esas mismas fuentes.
( 1 dólar equivale a
0,6399 libras esterlinas)
(Información adicional
de Michel Rose desde París; Editado por Andrew Callus y Will
Waterman)
