Máster Project Management - OBS Business School Trabajo del módulo: POZO MACONDO Gestión de adquisición, contratos y aspectos legales. Gestión de la venta del proyecto Por: Alexis Allueva Arjol Patricia Bequer Gessa Christian Avila Rodriguez 19 1 ÍNDICE Introducción ................................................................................................................3 Secuencia de eventos.................................................................................................5 Resumen del Proceso .............................................................................................5 Identificación de debilidades / Malas prácticas ........................................................6 Propuesta de mejora / Acciones preventivas ...........................................................7 Propuestas de mejora según los Especialistas .......................................................8 Tipos de contrato ........................................................................................................8 Identificación de debilidades / Malas prácticas ...................................................... 10 Propuesta de mejora / Acciones preventivas ......................................................... 11 Conflictos y procesos de negociación ....................................................................... 12 Conclusiones y Lecciones aprendidas ...................................................................... 13 2 Introducción El 20 de abril de 2010, ocurrió el mayor desastre hasta el momento de la industria petrolera, la explosión de la plataforma Deepwater Horizon y el vertido de hidrocarburos al océano. Este hecho costó la vida de 11 de los trabajadores de la plataforma, la pérdida de millones de barriles de petróleo, un quebranto económico valorado en miles de millones de dólares para la compañía British Petroleum, concesionaria y principal responsable. Así como perjuicios incalculables en los ecosistemas de la zona del Golfo de México. Las compañías petroleras se han visto forzadas a buscar yacimientos de petróleo en aguas cada vez más profundas debido al agotamiento de los yacimientos cerca de las costas, y al incremento de medidas proteccionistas para sus yacimientos de aquellos países con grandes reservas, como Rusia o Arabia Saudita. La extracción de petróleo en aguas profundas requiere de nuevos retos, debido al incremento de presión con la profundidad, lo que hace necesario incrementar la fortaleza de las paredes del pozo para soportar la misma. También en muchos casos los yacimientos de petróleo en aguas profundas vienen acompañados de yacimientos de gas natural, que al formar burbujas de gas durante la extracción crean diferencias de presión que pueden ser peligrosas para el funcionamiento del pozo. El proyecto Pozo Macondo comenzó como un proyecto de exploración en febrero de 2009. Los estudios de riesgos del proyecto indicaban que las probabilidades de un derramamiento debido a una explosión eran ínfimas, mientras que los estudios medio ambientales no esperaban que el proyecto tuviera impacto en el mismo. En abril de 2009 el proyecto fue aprobado. En octubre de 2009 comienza la excavación del pozo, con un costo tasado en 96 millones y un cronograma estimados de 51 días. Entre el 4 de noviembre y el 10 de noviembre el huracán Ida afecta la zona del golfo de México afectando la plataforma Marianas. En enero de 2010, la plataforma Deepwater Horizon reemplaza a la plataforma Mariana. En febrero de 2010 se detecta una fuga en la capsula amarilla del dispositivo de prevención de explosiones, la misma se corrige cambiando a la capsula azul de dicho dispositivo. En marzo de 2010 ocurre otro evento, el material de extracción comenzó a entrar al interior del pozo obstruyéndolo y obligando a los ingenieros a desviar el pozo. Para poder realizar una buena perforación es necesario que exista una diferencia de presión para crear una presión hidrostática que estabilice la excavación. La misma se conoce como ventana de perforación. Al llegar a la profundidad de 13.000 pies bajo el nivel del mar la ventana de perforación es tan estrecha que se decide parar la excavación. A inicios del mes de abril se detecta un problema de pérdida de circulación, en otras palabras, el lodo se estaba filtrando fuera del pozo, para lo cual se decide inyectar materiales de alta viscosidad con el fin de tapar las fisuras. 3 British Petroleum decide usar cemento de espuma, enriquecido con nitrógeno, debido a su peso más ligero y que la roca alrededor del fondo del pozo es débil. Además, decide usar un diseño de carcasa de larga duración en lugar de un forro y amarre, ya que este ultimo demoraba tres días más y suponía entre 7 y 10 millones más de costo. Ya a estas alturas el proyecto tenía un retraso en el cronograma, lo que suponía un alto costo. Finalmente, la compañía encargada de la cimentación recomienda un periodo de 48 horas para dejar que el cemento solidifique y adquiera la dureza necesaria. El 15 de abril British Petroleum aplica para un cambio en el contrato de exploración a explotación, la adenda fue aprobada el mismo día. La compañía Halliburton propone un diseño de 21 centralizadores en la carcasa. Pero al final los ingenieros en la plataforma deciden solamente poner solamente 6 de los centralizadores, a pesar del informe de Halliburton que indica que el uso de únicamente 7 centralizadores podría conllevar a problemas severos con el flujo de gases. El 18 de abril se instala la carcasa y comienza la cementación. Un grupo de la compañía Schlumberger arriba a la plataforma con el fin de realizar pruebas a la cementación y otros parámetros antes de que se ponga en marcha el proceso de extracción de crudo. Durante el periodo de cimentación y pruebas los ingenieros de British Petroluem toman decisiones contradictorias. Primero deciden no realizar completamente la circulación de abajo a arriba con el fin de eliminar todos los residuos, esto es contrario a las buenas prácticas de Halliburton. Luego, contrario a las regulaciones de MMS deciden colocar el tapón de la carcasa a 3.300 pies debajo del fondo marino y no de acuerdo con las regulaciones de no más de 1000 pies por debajo del fondo marino. Durante el día 20 de abril desde tempranas horas de la mañana se comienza a realizar pruebas de funcionamiento, presión positiva y presión negativa. Al mismo tiempo British Petroleum decide que las pruebas que debía realizar el equipo de Schlumberger no son necesarias. Las mismas se realizaron a apenas 10 horas de que se completara el vertido del cemento, no respetando la recomendación de las 48 horas. A pesar de las preocupaciones que surgieron al revisar el procedimiento de colocación del tapón se decide seguir adelante con el plan. Durante la tarde se observa que la presión comienza a bajar y subir en lugar de mantenerse estable, a pesar de esto se consideran como positivos los resultados de las pruebas de presión negativa. A las 9:00 p.m. se comienza a detectar los primeros indicadores de que hay una inundación en el pozo, debido a un incremento constante de la presión. A partir de esta hora y en los próximos minutos la presión comienza a comportarse erráticamente. Alrededor de las 9:45 p.m. se detecta el escape de gas. Falla la activación de los diferentes sistemas de emergencia y de prevención de derrame. A las 9:49 p.m. ocurre la primera explosión e instantes después ocurre la segunda. La evacuación de la tripulación de la plataforma se produce de manera desordenada. 4 A partir de este momento y durante 83 días la compañía Bristh Petroleum trata de contralar el derrame de petróleo mediante una serie de esfuerzos. Cierre de la tubería en los diferentes puntos de seguridad, no dio resultado. Cierre del tubo de perforación en el fondo del mar, exitoso Captura del petróleo en una campana, no dio resultado Captura del petróleo mediante aspiración, parcialmente exitoso Captura del petróleo mediante un dispositivo llamado Top-Hat, parcialmente exitoso 6. Sellar el pozo, mediante la infección de lodo pesado, no dio resultado. 7. Sellar el pozo mediante una tapa, dio resultado, pero persistieron algunas fugas. 8. Inyectar lodo pesado para mover el petróleo hacia el interior del pozo, dio resultado. 9. Inyectar cemento luego del lodo pesado para sellar la boca del pozo, dio resultado, pero persistieron pequeñas fugas. 10. Excavación de dos pozos auxiliares, se logra sellar el pozo definitivamente. 1. 2. 3. 4. 5. Mientras tanto en la superficie, se trabaja con dispersadores de partículas, barcos aspiradores y barreras físicas. A partir de este hecho, se sucedieron una serie de demandas y contrademandas entre todos los implicados en el mismo. British Petroleum sufrió demandas civiles y penales por parte del gobierno, sus antiguos socios, familiares de las personas fallecidas y grupos afectados por el derrame. De la misma manera British Petroleum demando a sus antiguos socios por sus responsabilidades en la explosión. El gobierno no solo actúa como demandante, sino que en lo interno fue altamente cuestionado como resultado tuvo que hacer una revisión de los acuerdos de arrendamiento para extracción de petróleo off shore. Secuencia de eventos Resumen del Proceso Deepwater Horizon reemplaza a la unidad de Marianas y el 6 de Feb 2010 reinician actividades de perforación, se halla un evento de presiones en pozo a 13 mil pies, aun con estas anomalías se continua con la perforación del pozo a altas presiones, el 19 de Abril de 2010 se baja casing hasta llegar a su punto final de 18 mil pies, de acuerdo a lo planificado el 20 de Abril comenzaría la cimentación, se finaliza la cimentación por parte de Halliburton y se reporta una presión de ruptura por encima a lo esperado. La presión de la línea “drill pipe” aumenta desmesuradamente llegando a 1250psi en 6 min, para lo cual se realiza una prueba de presión negativa y esta se la considera como una buena prueba. En la noche del 20 de Abril el operador reporta que el pozo se encuentra en estado de erupción. El tapón presenta una anomalía y lodo residual empieza a emerger a 5 través de la línea junto con gases combustibles, se registran varias explosiones y minutos después Deepwater Horizon se hunde. Tras 17 intentos fallidos de cerrar el pozo este continúa expulsando crudo al océano causando un desastre ambiental. Identificación de debilidades / Malas prácticas ● ● ● ● ● ● ● ● ● ● ● No se estableció la integridad del pozo ya que la barrera de cemento en el anular no aisló a los Hidrocarburos Los Hidrocarburos que ingresaron al pozo no fueron detectados y se perdió el control del pozo La prueba de presión negativa fue aceptada aunque la integridad del pozo no se había establecido Las acciones de respuesta de control de pozos fallaron y no se pudo controlar. No se previno la ignición del gas El BOP stack no selló el pozo incluso en modo de emergencia no lo selló. Priorizar la continuación de trabajo para evitar un elevado coste en tiempo de trabajo no productivo dejando a un lado la seguridad. Interacciones entre BP y Halliburton y las deficiencias en la planificación, diseño, ejecución y confirmación del trabajo de cemento redujeron las perspectivas de un trabajo de cemento exitoso No tener un plan de respuesta adecuado ante una explosión Comunicación ineficiente entre BP, Transocean y Halliburton falta de comunicación de Halliburton a BP de los análisis de composición y calidad del cemento utilizado utilización de un menor número de centradores (6) de los que indicaba Halliburton (21) para la tubería de extracción No solucionar los problemas obtenidos en auditorías previas al accidente Falta de transparencia reiterada (ocultación de datos de expertos en medioambiente, tratar de minimizar las cantidades de vertido públicas,...) Falta de compromiso medioambiental (utilizó 7 millones de litros de dispersantes para hacer parecer menor la cantidad de petróleo vertida, y faltó a la verdad en cuanto a la toxicidad de estos) Falta de normas estrictas que salvaguarden la seguridad tanto en los procedimientos, maniobras, infraestructura y equipos que de alguna manera formen parte de las actividades de la explotación del petróleo La falta de concientización (cambio de cultura) de toda la organización en aspectos de seguridad, es decir que la seguridad este sobre aspectos como la producción, etc. Falta de personal dedicado exclusivamente a la supervisión de la seguridad tanto en los procedimientos desarrollados, como en la infraestructura utilizada Falta de implementación de políticas orientadas a la realización de trabajos seguros y preservación de la seguridad del personal 6 Propuesta de mejora / Acciones preventivas Luego de la identificación de las debilidades/malas prácticas en el accidente del Pozo Macondo, las compañías petroleras y los gobiernos de los países donde están los yacimientos hicieron una revisión profunda de sus procedimientos y leyes con el fin de mejorar los mismos incrementado la seguridad, disminuyendo el riesgo de accidente, reforzando las leyes ambientales y de responsabilidad hacia el culpable. Alguna de las propuestas de mejora se lista a continuación. ● Tener en cuenta que la seguridad no es un coste, sino una inversión. ● Considerar todos los riesgos posibles y tener un plan de respuesta adecuado ante ellos (Arboles de fallos, análisis de escenarios, etc...) ● Los procedimientos operativos deben ser del conocimiento de todos los involucrados, comprendidos y probados con el fin de evitar accidentes debido a errores humanos. ● Formación a los trabajadores ("Training on the job) ● Gestión activa de una persona en la dirección y toma de decisiones que tenga como responsabilidad la seguridad de los diferentes procesos, como son evaluación de la matriz de riesgo y la toma de acciones para mitigar, anular o trasferir los mismo deben ser multipartidarios en donde no solo participen gente de producción sino también se deben incluir otros aspectos indispensables y prioritarios para el cumplimiento de los objetivos como es el de la seguridad. ● En la planificación y desarrollo del plan de gestión del proyecto se debe incluir como objetivo el desarrollo de procesos seguros, esto es en el desarrollo de los diferentes planes alcance, costo, tiempo, riesgo, comunicaciones, etc. Se deben incluir la seguridad como un principio para el desarrollo de las diferentes actividades ● Dentro de plan de comunicaciones se debe tener en cuenta la capación del personal en temas relacionados con trabajos seguros, así como la concientización la cultura de la prevención de accidentes. Capacitaciones continúas del personal, no solo en procedimientos operativos sino también en procedimientos de seguridades, tanto preventivas como correctivas, simulando situaciones críticas. Esto debe estar incluido dentro de los planes que forman parte del plan de gestión del proyecto. para que la organización lo interiorice como parte de la gestión y operación incluyéndolo dentro su alcance, costo y cronograma ● La gestión del cambio cultural de la organización debe formar integral del plan de gestión del proyecto en donde la seguridad forme parte de los objetivos primarios del proyecto. Es decir que estas actividades destinadas al cambio cultural este dentro de los otros planes del plan de gestión ● Creación de entidades regulatorias gubernamentales que inspeccionen los contratos y el cumplimiento de estos, en Estados Unidos se crearon 7 comisiones gubernamentales que vigilan y emiten los permisos para la explotación de crudo ● Incremento de las primas de seguro, por accidente y responsabilidades directas e indirectas. Propuestas de mejora según los Especialistas Entre las decisiones adoptadas por BP, destaca la introducción de un enfoque más centralizado en toda su actividad de perforación mediante una organización global de los pozos y la supervisión centralizada de sus principales proyectos para alcanzar una perforación más segura. Todo ello con objeto de reducir los riesgos operacionales y la probabilidad de derrames, poniendo énfasis en la prevención. La compañía británica también ha revisado su sistema de gestión del riesgo para asegurarse de que dispone de procesos sencillos, homogéneos y unificados en todo BP. Su intención también es mejorar cómo los empleados abordan, día tras día, la gestión del riesgo. Además, la seguridad forma parte de los parámetros que se utilizan para evaluar y remunerar a los trabajadores También se ha reforzado la supervisión de los contratistas. Las nuevas medidas incluyen: –Mejora de los requisitos para los BOP. –Verificación por terceros de las pruebas de presión o de mantenimiento. –Actualización de las normas de revisión de los procedimientos de cementación y materiales. –Revisión de las capacidades de respuesta ante derrames en alta mar. Tipos de contrato Contrato entre MMS y British Petroleum: Contrato de adjudicación de arrendamiento. Este tipo de contrato de la manera en la cual fue concebido tiene como objetivo primario la producción, sin tomar en cuenta el resto de los objetivos del proyecto. Realmente, este tipo de contrato no refleja las expectativas y requerimientos de todos los interesados de este proyecto lo cual refleja un error de concepción en la naturaleza del contrato. El contrato debería recoger los requerimientos y expectativas de todos los interesados (el gobierno y los pobladores) haciendo que el tipo de contrato de alguna manera obligue a las empresas contratantes a tratar de lograr satisfacer estos requisitos. El contrato debería generar una estrategia para que todas los interesados se vean beneficiados con obtención de todos los objetivos ( incluyendo la seguridad en los diferentes procesos ) , contemplando un costo fijo por el uso de la plataforma y un pago que sea variable acorde porcentualmente con la producción, teniendo incentivos por trabajo seguros de tal manera que no se afecte a nadie y más bien se incentive del cumplimiento de parámetros de seguridad, reflejada en horas de trabajo sin accidentes ( contrato de costo fijo , pero con un porcentaje variable relacionados con la producción e incentivos por obtención de objetivos como horas sin accidentes 8 . Así mismo se debe incluir fuertes mutas por el no cumplimiento de estos estándares de seguridad, de trabajos sub estándar. Todo esto debe quedar indicado explícitamente en el contrato. Contrato entre British Petroleum y Trnasocean: Contrato de Arrendamiento. BP contrató la plataforma de Transocean a un precio de cerca de 500.000 dólares por día para perforar el pozo. BP es el operador del proyecto y cuenta con un 65 % de participación en el trabajo en el pozo. Art 1.543: “En el arrendamiento de cosas una de las partes se obliga a dar a la otra el goce, disfrute o uso de aquellas por un tiempo determinado y a cambio de un precio cierto.” La realización de este tipo de contrato trae responsabilidades por parte de ambas partes, las cuales contemplan riesgos y supuestos que se pueden presentar. ● Entre las obligaciones del arrendador: Art. 1.554: “El arrendador está obligado: 1. Entregar al arrendatario la cosa objeto del contrato. 2. A hacer en ella durante el arrendamiento todas las reparaciones a fin de conservarla en estado de servir para el uso para el que ha sido destinada. 3. A mantener al arrendatario en el goce pacífico del arrendamiento por todo el tiempo del contrato.” ● Entre las obligaciones del arrendatario: Art.1.555: “El arrendatario está obligado a: 1. Pagar el precio del arrendamiento en los términos convenidos. 2. A usar la cosa arrendada como un diligente padre de familia, destinándola al uso pactado; y, en defecto de pacto, al que se infiera de la naturaleza de la cosa arrendada según la costumbre de la tierra. 3. Pagar los gastos que ocasione la escritura del contrato.” 9 Debe tenerse en cuenta que el contratista es responsable del trabajo ejecutado por las personas que ocupa en la obra (Art. 1596 C.C.), de la forma que sea (plantilla, subcontratos). Luego de todos los sucesos la firma Transocean hacen la siguiente manifestación: “BP acordó, entre otras cosas, asumir la entera responsabilidad y también defender e indemnizar a Transocean por toda pérdida, gasto, reclamación, multa o penalización por contaminación (...) ligados a las operaciones.” Contrato entre British Petroleum y Halliburton. Contratación por el trabajo de cementación a Halliburton. Dado el alto coste de tener la plataforma, seguramente el tipo de contrato que se usase fuese de COSTES REEMBOLSABLES, de modo que el proveedor, en este caso Halliburton, tuviese un incentivo por finalizar el trabajo lo antes posible, siendo los contratos de COST PLUS INCENTIVE FEE y de COST PLUS AWARD FEE los más probables para el caso y asumiendo el comprador, BP en este caso, como vemos en la siguiente tabla, la mayor parte de los riesgos. Tabla obtenida del material base. Al tener contratado con la empresa Halliburton el alcance de ingeniería, este contrato debería promover la obtención de los resultados requeridos en el tiempo necesario. Al tener un alcance definido entiendo que el tipo de contrato debería ser a costo fijo incentivando la entregas adelantadas, así como la revisión oportuna de cada una de estos entregables Identificación de debilidades / Malas prácticas Las tres empresas no hicieron bien su trabajo a la hora de evaluar los riesgos de las operaciones de la plataforma y, además, falló la comunicación entre ellas. También revela que otro «error fundamental» de BP fue la falta de supervisión del cemento con el que se precintó el pozo. La explosión fue el resultado de «una mala gestión de riesgos, cambios de planes en el último momento, falta de respuesta a indicadores clave, inadecuado control del pozo y entrenamiento insuficiente en la respuesta a emergencias». La «cascada de 10 errores» también llegaba en esta ocasión no solo a BP, sino también a Transocean y Halliburton. Transocean, según el informe, interpretó muy mal un test fundamental que medía la presión en el pozo.Además, BP «debería haber asumido su responsabilidad» en el mantenimiento de la plataforma o en los requisitos de inspección del sistema de prevención de derrames, cuyo fallo se convirtió en el detonante final del vertido. Otros factores fueron el uso de materiales baratos o las deficiencias en el proceso de cementación efectuado por Halliburton. Además, la comisión de investigación del Congreso y los expertos del sector sostienen que BP recortó gastos en el proceso de cementación. No hizo circular lodo de perforación pesado alrededor del revestimiento antes de la cementación, lo que ayuda al correcto fraguado del cemento. No puso suficientes centralizadores, dispositivos que aseguran que el cemento selle completamente el espacio alrededor del revestimiento. Y no realizó una prueba para comprobar la solidez del cemento. Por último, poco antes del accidente, BP sustituyó el lodo de perforación pesado en el pozo por agua de mar, mucho más ligera, mientras preparaba el fin de las operaciones y la desconexión entre la torre de perforación y el pozo. Fuentes de la compañía han declinado hacer declaraciones al respecto alegando que la investigación sigue abierta. Propuesta de mejora / Acciones preventivas ● Transferencia de riesgos y responsabilidad mediante clausulas. ● Dentro del plan de contrataciones debe tener en cuenta la contratación de una empresa tercera especialista en supervisión y administración de la seguridad ● Tener dentro del equipo de proyecto especialistas en seguridad que participen en las decisiones y procedimientos operativos ● Los contratos que establecen el alcance de las empresas, encargadas tanto de la ingeniería, operación y explotación, deben establecer dentro de ellas puntos que tengan como objetivo la regulación y priorización de trabajos seguros. Teniendo en cuenta protocolos de seguridad muy estrictos para la conservación de este. En estos se debe detallar de manera explícita las responsabilidades de cada una de estas empresas, relacionadas con la gestión de la seguridad en el proceso, desde la gestión de los recursos, así como la definición de las normas y reglamentaciones de las actividades de aseguramiento y control de la calidad ● En estos contratos de deben establecer de manera explícita los métodos a través del cual se va a supervisar controlar y asegurar la calidad de los procesos no solo desde el punto de vista productivo sino también desde el punto de vista de seguridad. La matriz de riesgo debe estar incluida dentro del contrato, así como el alcance cada una de las empresas contratantes. 11 Conflictos y procesos de negociación La empresa dijo en un comunicado que BP le dio "información imprecisa" sobre el pozo de Macondo antes de que Halliburton realizará trabajos sobre la estructura de cemento el 19 de abril de ese año, un día antes de que el derrumbe de la plataforma reventara la válvula del pozo y éste empezara a derramar petróleo al mar. "Halliburton se ha enterado de que BP ofreció a la compañía información imprecisa sobre la localización exacta de las zonas de hidrocarburos en el pozo de Macondo. Esa ubicación es una información clave que se necesita antes de llevar a cabo trabajos sobre el cemento y para que ese servicio sea el deseado", aseguró la empresa. Halliburton y BP se acusan mutuamente de negligencia en el accidente, que mató a 11 trabajadores y desencadenó el vertido de casi 5 millones de barriles de crudo al Golfo de México, una marea negra que se prolongó durante tres meses. El Gobierno anunció hoy un acuerdo de indemnización por 18.700 millones de dólares alcanzado entre la petrolera British Petroleum (BP) por la catástrofe medioambiental causada por el vertido de crudo en el Golfo de México en abril 2010, el mayor derrame de la historia. 2/07/2015 El desembolso de esta indemnización se realizará a lo largo de 18 años. El pago total de la petrolera británica BP se divide en 5.500 millones de dólares en sanciones bajo la ley federal Clean Water Act (Ley del Agua Limpia), que serán destinados a las labores de reparación y restauración de los estados afectados en el Golfo. Asimismo, abonará 7.100 millones por los daños a los recursos naturales y 4.900 más para sellar acuerdos con los gobiernos estatales y locales, además de alrededor de 1.200 millones en demandas adicionales y costes de evaluaciones de daños. La factura total de BP, sumados los pagos realizados previamente en labores de limpieza, asciende a alrededor de 53.800 millones de dólares. Por su parte, Bob Dudley, director ejecutivo BP, valoró en un comunicado el acuerdo como "un resultado realista que ofrece claridad y certeza a todas las partes". Además, remarcó que proveerá "un significativo flujo de ingresos durante muchos años para avanzar en la restauración de los recursos naturales y pérdidas relacionadas con el derrame". Negociaciones con México: Después del derrame, funcionarios y directivos de BP se reunieron en varias ocasiones a puerta cerrada. En junio de 2011, por ejemplo, se llevó a cabo una reunión tensa en Washington, en la que los representantes de la empresa negaron que la contaminación afectara a México, mientras que la delegación mexicana 12 presentó un estudio poco convincente de que el derrame hubiera causado daño en las costas nacionales. “La empresa dijo a la titular del INECC que cuenta con la evidencia científica para afirmar que el petróleo del derrame no llegó a las aguas mexicanas, y que por lo tanto, BP no ha causado daño ambiental alguno en México, y que dicha evidencia ha sido validada por sus científicos –entre ellos algunos mexicanos– y por funcionarios de Profepa, con quienes se reunieron en México hace algunos meses” BP ofreción 20 millones y México contraofertó por 50 millones; cerrando el trato en 25 millones. Los pagos fueron divididos en dos momentos y motivos: 15.3 millones de dólares para el reembolso del monitoreo e investigación y otros costos relacionados con el incidente –mismos que el gobierno mexicano calculó en un primer momento en 3.3 millones de dólares–, y los 10.2 millones restantes serán pagados al INECC antes o el 30 de noviembre de 2018, para la protección socio-ambiental, conservación y/o restauración del Golfo de México Conclusiones y Lecciones aprendidas Las anulaciones fueron selladas, probablemente por el cierre de un VBR, menos de 2 minutos antes de las explosiones, después de que los hidrocarburos hubieran entrado a la plataforma La respuesta general del sistema de BOP para sellar el anular fue lenta desde el momento en que se activó por primera vez, posiblemente debido a las altas condiciones de flujo a través del BOP y la presión regulada por el anular insuficiente. Es muy probable que las explosiones y el fuego dañen los cables MUX, lo que deshabilita los dos métodos de emergencia de operación BOP disponibles para el personal de la plataforma. La comunicación entre el personal de BP y Halliburton involucrado en el trabajo de cementación no fue efectiva en relación a los retos y riesgos asociados con el diseño de la mezcla (estabilidad del cemento) y ubicación. El equipo de BP en el pozo no recibió el aseguramiento de calidad del servicio técnico. Por consiguiente la mejora continua de las exigencias de ingeniería, comunicación de las pruebas y riesgos que Halliburton pudo haber identificado la poca probabilidad de que el cemento lograra un aislamiento de la zona Tras el incidente con la Deepwater Horizon se han planteado mejores prácticas en la perforación de yacimiento en especial de alto riesgos como son las plataformas: Prácticas y procedimientos técnicos de Ingeniería 13 Reforzar las auditorias en el equipo, hacer seguimiento y cierre Introducir al manejo de la integridad del pozo en las actividades del pozo Cementación con altos rangos de rigurosidad Prácticas de control de pozos por parte de contratistas de perforación y competencias Configuración y capacidad del BOP Nuevos criterios mínimos para la prueba del BOP. Modificaciones y rendimiento del sistema 14 Bibliografía https://www.nhc.noaa.gov/archive/2009/IDA.shtml https://www.reuters.com/article/petroleo-derrame-empresasidARN3025248820100430 https://prezi.com/iberpda_zbmq/caso-british-petroleum/ https://www.elmundo.es/america/2011/09/02/estados_unidos/1314985926.ht ml https://www.lexoil.com.mx/uncategorized/contratos-para-la-exploracion-yexplotacion-de-hidrocarburos/ http://www.mapfre.com/fundacion/html/revistas/gerencia/n113/docs/Observato rio-siniestros.pdf https://www.efe.com/efe/usa/economia/bp-pagara-18-700-millones-deindemnizacion-por-el-vertido-del-golfo-mexico/50000106-2654836 https://revcom.us/a/488/crimen-yanqui-caso-63-desastro-petrolero-es.html 15
