Subido por Alexander Avila Rodriguez

Pozo Macondo v.10

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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
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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
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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.
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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.
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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.
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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
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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
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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
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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
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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
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. 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.”
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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
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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.
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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
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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
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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
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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
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