Deepwater Horizon era un ultra-aguas profundas, de posicionamiento dinámico , semi-sumergible de perforación mar adentro aparejo [7] propiedad de Transocean . Construido en 2001 en Corea del Sur por Hyundai Heavy Industries , [8] la plataforma fue encargada por R&B Falcon (un activo posterior de Transocean), [9] registrada en Majuro y arrendada a BP desde 2001 hasta septiembre de 2013. [10] En En septiembre de 2009, la plataforma perforó el pozo de petróleo más profundo de la historia a una profundidad vertical de 35.050 pies (10.683 m) y una profundidad medida de 35.055 pies (10.685 m) [11]en el campo petrolero Tiber en el bloque 102 de Keathley Canyon , aproximadamente a 250 millas (400 km) al sureste de Houston , en 4.132 pies (1.259 m) de agua. [12]
Equipo de perforación semisumergible Deepwater Horizon . | |
Historia | |
---|---|
Nombre: | Horizonte de aguas profundas |
Dueño: | Triton Asset Leasing GmbH de Transocean [1] |
Operador: | Transoceánico |
Puerto de registro: | |
Ruta: | Golfo de México |
Ordenado: | Diciembre de 1998 |
Constructor: | Hyundai Heavy Industries [2] |
Costo: | 560 millones de dólares EE.UU. [3] [4] |
Número de camino: | 89 |
Acostado: | 21 de marzo de 2000 |
Terminado: | 2001 |
Adquirido: | 23 de febrero de 2001 |
Viaje inaugural: | Ulsan , Corea del Sur - Freeport, Texas |
Fuera de servicio: | 20 de abril de 2010 |
Identificación: |
|
Destino: | Se hundió el 22 de abril de 2010 tras una explosión e incendio. |
Notas: | Ubicado en el Golfo de México a una profundidad de 5,000 pies (1,500 m) a 28.736667 ° N 88.386944 ° W28 ° 44′12 ″ N 88 ° 23′13 ″ O / Coordenadas : 28 ° 44′12 ″ N 88 ° 23′13 ″ O / 28.736667 ° N 88.386944 ° W |
Características generales | |
Clase y tipo: | MODU de columna estabilizada ABS + A1 DPS-3 |
Tonelaje: | |
Desplazamiento: | 52.587 t (51.756 toneladas largas; 57.967 toneladas cortas) |
Largo: | 112 m (367 pies) |
Haz: | 78 m (256 pies) |
Altura: | 97,4 m (320 pies) |
Borrador: | 23 m (75 pies) |
Profundidad: | 41,5 m (136 pies) |
Liquidación de la cubierta: | 34,010 m (111,58 pies) |
Potencia instalada: |
|
Propulsión: | 8 × Kamewa 7,375 hp , propulsores azimutales de hélice fija de 360 ° |
Velocidad: | 4 nudos (7,4 km / h; 4,6 mph) |
Capacidad: |
|
Tripulación: | 146 |
Notas: | [5] [6] |
El 20 de abril de 2010, mientras se perforaba en el prospecto Macondo , un reventón provocó una explosión en la plataforma que mató a 11 tripulantes y encendió una bola de fuego visible desde 40 millas (64 km) de distancia. [13] El incendio fue inextinguible y, dos días después, el 22 de abril, el Horizon se hundió, dejando el pozo brotando en el fondo del mar y provocando el mayor derrame de petróleo marino de la historia . [14] [15]
Diseño
Deepwater Horizon fue una unidad de perforación en alta mar móvil semisumergible [2] , de diseño RBS-8D (es decir, tipo de modelo), de quinta generación, posicionada dinámicamente , estabilizada por columnas , diseñada para perforar pozos submarinos para la exploración y producción de petróleo utilizando un 18,75 pulg. (476 mm), 15.000 psi (100.000 kPa) dispositivo de prevención de reventones y un tubo ascendente marino de 21 pulg. (530 mm) de diámetro exterior . [5]
Deepwater Horizon fue la segunda plataforma semisumergible construida de una clase de dos, aunque Deepwater Nautilus , su predecesor, no está posicionado dinámicamente. El equipo tenía 396 por 256 pies (121 por 78 m) y era capaz de operar en aguas de hasta 8.000 pies (2.400 m) de profundidad, hasta una profundidad máxima de perforación de 30.000 pies (9.100 m). [5] En 2010 fue una de las aproximadamente 200 plataformas marinas de aguas profundas capaces de perforar en aguas a más de 5.000 pies (1.500 m) de profundidad. [16] Su American Bureau of Shipping anotaciones de clase (ABS) eran "A1, columna estabilizada Unidad de Perforación, AMS, ACCU, DPS-3". [2]
En 2002, la plataforma se actualizó con "e-drill", un sistema de monitoreo de perforación mediante el cual el personal técnico con base en Houston , Texas, recibía datos de perforación en tiempo real de la plataforma y transmitía información de mantenimiento y solución de problemas. [17]
Los sistemas avanzados jugaron un papel clave en la operación del equipo, desde la tecnología de monitoreo de presión y perforación, hasta sistemas de cierre automatizados [18] y sistemas de modelado para cementación . El sistema de modelado de cemento OptiCem, utilizado por Halliburton en abril de 2010, jugó un papel crucial en las decisiones de soporte y mezcla de lechada de cemento. Estas decisiones se convirtieron en el foco de las investigaciones sobre la explosión en la plataforma ese mes. [19]
Historia
Construcción y propiedad
Deepwater Horizon fue construido para R&B Falcon (que luego se convirtió en parte de Transocean ) [20] por Hyundai Heavy Industries en Ulsan , Corea del Sur. [2] La construcción comenzó en diciembre de 1998, la quilla se colocó el 21 de marzo de 2000, [6] y el aparejo se entregó el 23 de febrero de 2001, [6] tras la adquisición de R&B Falcon por Transocean. [21] Hasta el 29 de diciembre de 2004, la plataforma estaba registrada en la República de Panamá. [15]
Transocean, a través de su subsidiaria en Steinhausen, Suiza [22] [23] Triton Asset Leasing GmbH, [1] [6] operó la plataforma bajo la bandera de conveniencia de las Islas Marshall . [24] La plataforma fue arrendada a BP con un contrato de 3 años para su despliegue en el Golfo de México luego de la construcción. [25] El contrato de arrendamiento se renovó en 2004 por un año, [26] en 2005 por 5 años, [27] y en 2009 por 3 años que abarcan de 2010 a 2013. [24] [28] El último contrato tenía un valor de 544 millones de dólares, o 496.800 dólares. al día, [29] para un "aparejo desnudo", [30] con tripulación, equipo y embarcaciones de apoyo que se estima que cuestan lo mismo. [30]
Según las presentaciones de R&B Falcon a la SEC en 2001, el documento de transferencia entre R&B Falcon y Transocean estaba fechado el 17 de agosto de 2001, [31] y la plataforma se especificó como "número de registro oficial 29273-PEXT-1, número OMI 8764597, con tonelaje bruto de 32.588 y el tonelaje neto de 9778" [31] y el valor de transferencia como US $ 340 millones . [31] A partir de 2010[actualizar], la plataforma fue asegurada por US $ 560 millones cubriendo el costo de reemplazo y remoción de los restos. [21]
Operaciones de perforación
Deepwater Horizon trabajó en pozos en los campos petrolíferos Atlantis (BP 56%, BHP Billiton 44%) y Thunder Horse (BP 75%, ExxonMobil 25%) [32] . En ocasiones se describió como una plataforma "afortunada" y "celebrada", [33] y en 2007 todavía se la describía como "una de las plataformas más poderosas del mundo". [34] En 2006 descubrió petróleo en el campo de petróleo de Kaskida , y en 2009 en el campo de petróleo "gigante" de Tíber . [35] [36] El pozo en el campo del Tíber tenía una profundidad vertical real de 35.050 pies (10.683 m) y una profundidad medida de 35.055 pies (10.685 m), por debajo de 4.132 pies (1.259 m) de agua. [37] El pozo era el pozo de petróleo más profundo del mundo, [36] [37] [38] [39] y más de 5000 pies (1500 m) más abajo del lecho marino que la especificación oficial de perforación de la plataforma indicada en la flota de la compañía. lista. [40]
En febrero de 2010, Deepwater Horizon comenzó a perforar un pozo exploratorio en Macondo Prospect ( Mississippi Canyon Block 252), a unas 41 millas (66 km) de la costa sureste de Louisiana , a una profundidad de agua de aproximadamente 5,000 pies (1,500 m). [41] BP había adquirido los derechos de exploración del prospecto Macondo en 2009, [42] y el prospecto era propiedad conjunta de BP (65%), Anadarko Petroleum (25%) y MOEX Offshore 2007 (10%). [43] Deepwater Horizon todavía estaba trabajando en el sitio de Macondo el 20 de abril de 2010, cuando se produjo una violenta explosión que provocó la destrucción de la plataforma y el subsiguiente derrame de petróleo. [44] [45] [46] [47] Este derrame de petróleo se ha registrado como el mayor derrame en alta mar que se haya producido hasta la fecha, [48] que ha provocado 40 millas (64 km) de contaminación costera. [49] El pozo estaba en las etapas finales de terminación después de que se colocó cemento para su última sarta de revestimiento. El trabajo exploratorio había sido descrito como "concluido" con el permiso ya solicitado a MMS para terminar las operaciones en el sitio de Macondo. [50] La plataforma estaba programada para pasar a sus siguientes funciones como plataformas de producción semipermanentes, inicialmente en el sitio de Tiber seguido de un regreso al campo Kaskida, un domo petrolero a 50 millas de la costa de Louisiana. [33]
Durante su vida operativa, la plataforma estuvo en operación activa durante el 93% de su vida útil (2.896 de 3.131 días). El resto fue en parte tiempo dedicado a moverse entre sitios. [51]
Regulación, seguridad e inspección
El Servicio de Gestión de Minerales (rebautizado el 18 de junio de 2010 como Oficina de Gestión, Regulación y Aplicación de la Energía Oceánica, o Oficina de Energía Oceánica (BOE)) [52] es el organismo regulador e inspector de las plataformas y las perforaciones petrolíferas en alta mar en los Estados Unidos. de América . [52] Según una investigación de Associated Press , faltaba cierta documentación de seguridad e información sobre procedimientos de emergencia, incluida la documentación del incidente exacto que ocurrió más tarde. [51] El número exacto de inspecciones mensuales requeridas realizadas varió con el tiempo; las inspecciones se llevaron a cabo según lo requerido durante los primeros 40 meses, pero después de eso se omitió alrededor del 25% de las inspecciones, [51] aunque la investigación señala que esto es en parte esperado, ya que existen circunstancias como el clima y el movimiento que impiden una inspección. [51] Los informes de las tres últimas inspecciones de 2010 se proporcionaron en virtud de la legislación sobre libertad de información . Cada una de estas inspecciones había durado dos horas o menos. [51]
Durante su vida útil, la plataforma recibió 5 citaciones por incumplimiento, 4 de las cuales fueron en 2002 (seguridad, incluido el dispositivo de prevención de reventones) y la otra en 2003 (contaminación). [51] Una sexta cita en 2007 relacionada con equipos eléctricos sin conexión a tierra se retiró más tarde cuando se determinó que el equipo cumplía con las regulaciones. [51] En general, la Deepwater Horizon 's historial de seguridad era 'fuerte', según un asesor de perforación de la revisión de la información. [51] En 2009, el Servicio de Gestión de Minerales "presagió [ed] Deepwater Horizon como modelo industrial de seguridad". [51] Según la investigación de AP, "su historial fue tan ejemplar, según los funcionarios de MMS, que la plataforma nunca estuvo en la 'lista de vigilancia' informal de los inspectores para las plataformas con problemas". [51]
Explosión y derrame de petróleo
A las 7:45 pm CDT del 20 de abril de 2010, durante las fases finales de la perforación del pozo exploratorio en Macondo, un géiser de agua de mar estalló desde el tubo ascendente marino hasta la plataforma, disparando 70 m en el aire. Esto pronto fue seguido por la erupción de una combinación fangosa de lodo de perforación , gas metano y agua. El componente gaseoso del material fangoso pasó rápidamente a un estado completamente gaseoso y luego se encendió en una serie de explosiones y luego una tormenta de fuego. Se intentó activar el dispositivo de prevención de reventones , pero falló. [53] La defensa final para evitar un derrame de petróleo, un dispositivo conocido como ariete de cizalla ciega , se activó pero no logró taponar el pozo. [54]
Se presume que once trabajadores murieron en la explosión inicial. La plataforma fue evacuada y los trabajadores heridos fueron trasladados en avión a instalaciones médicas. Después de aproximadamente 36 horas, Deepwater Horizon se hundió el 22 de abril de 2010. Los restos de la plataforma se ubicaron descansando sobre el lecho marino a aproximadamente 1.500 m de profundidad en ese lugar, ya unos 400 m al noroeste del pozo. [45] [55] [56]
El derrame de petróleo resultante continuó hasta el 15 de julio, cuando fue cerrado con un tapón. [57] Se utilizaron pozos de alivio para sellar permanentemente el pozo, que fue declarado "efectivamente muerto" el 19 de septiembre de 2010. [58] La NOAA estableció el proyecto de Restauración de Derrames del Golfo, en el marco de los Fideicomisarios de Evaluación de Daños de Recursos Nacionales de Deep Water Horizon, que ha ayudado a Restaurar gran parte de la costa. [59]
Secuelas
Transocean recibió un acuerdo de seguro parcial anticipado por la pérdida total de Deepwater Horizon de 401 millones de dólares EE.UU. alrededor del 5 de mayo de 2010. [60] Los analistas financieros señalaron que era probable que la recuperación del seguro supere el valor de la plataforma (aunque no necesariamente su valor de reposición). y cualquier pasivo, el último estimado en hasta US $ 200 millones . [61]
El litigio, la última revisión de daños y el alcance de la recuperación final del seguro se desconocían en junio de 2010.[actualizar], y los analistas informaron que las secuelas fueron de una escala y complejidad sin precedentes en comparación con desastres anteriores que, a su vez, tardaron muchos años en desarrollarse y resolverse. [62] [63] Un análisis de julio de 2010 del Financial Times sobre las secuelas citó fuentes legales diciendo que "en algún momento la escala del litigio se vuelve tan grande que realmente es nueva", que "es probable que la situación sea complicado aún más porque la variedad de casos probables significa que será difícil agregarlos en las llamadas acciones colectivas "y que" no había forma de poner esto en un contexto histórico porque nunca antes nos habíamos enfrentado a algo así ". [64] Al igual que con el desastre del Exxon Valdez , el litigio se estaba discutiendo en términos de un plazo de 20 años. [62]
En enero de 2013, Transocean acordó pagar US $ 1.4 mil millones por violaciones de la Ley de Agua Limpia de EE. UU. BP había acordado anteriormente pagar 2.400 millones de dólares, pero se enfrentaba a sanciones adicionales que podían oscilar entre 5.000 y 20.000 millones de dólares. [65] En septiembre de 2014, Halliburton acordó resolver un gran porcentaje de las reclamaciones legales contra ellos mediante el pago de $ 1.1 mil millones en un fideicomiso a través de tres cuotas durante dos años. [66] El 4 de septiembre de 2014, el juez de distrito estadounidense Carl Barbier dictaminó que BP era culpable de negligencia grave y mala conducta intencional en virtud de la Ley de Agua Limpia (CWA). Describió las acciones de BP como "imprudentes", mientras que las acciones de Transocean y Halliburton fueron "negligentes". Asignó el 67% de la culpa del derrame a BP, el 30% a Transocean y el 3% a Halliburton. BP emitió un comunicado en el que expresó su total desacuerdo con el hallazgo y dijo que la decisión del tribunal sería apelada. [67]
El 8 de diciembre de 2014, la Corte Suprema de Estados Unidos rechazó la impugnación legal de BP a un acuerdo de compensación por el derrame de petróleo de 2010 en el Golfo de México. El acuerdo de conciliación no tenía límite, pero BP inicialmente estimó que pagaría aproximadamente $ 7.8 mil millones (£ 6.1 mil millones) para compensar a las víctimas. [68]
Ver también
- Ixtoc I derrame de petróleo
- Guardabosques del océano
- Piper Alpha
- Tony Hayward
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enlaces externos
- Sitio web oficial de Transocean
- Detalles de Deepwater Horizon en el sitio web de Transocean y en RigZone.com
- Fotografía de Deepwater Horizon en 2004 en Geographic.org
- Griffitt, Michelle. "Plan de exploración inicial Mississippi Canyon Block 252 OCS-G 32306" (PDF) . BP Exploración y Producción . Nueva Orleans , Luisiana : Servicio de gestión de minerales . Archivado desde el original (PDF) el 5 de julio de 2010.
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- Historia fotográfica del incendio y la pérdida.
- Sala de lectura BOEM sobre Deepwater Horizon, incluidas las publicaciones sobre libertad de información