Los esfuerzos para detener el derrame de petróleo de Deepwater Horizon continuaron desde el momento en que el Deepwater Horizon explotó el 20/4/2010 hasta que el pozo fue sellado con un tapón el 15 de julio de 2010. [1] Varias especies de delfines y otros mamíferos (61 bajas), aves (2.095 bajas) y las tortugas marinas en peligro de extinción (467 bajas) han muerto directa o indirectamente por el derrame de petróleo. [2] El derrame de Deepwater Horizon ha superado en volumen al derrame de petróleo del Exxon Valdez de 1989 como el más grande que se haya originado en aguas controladas por Estados Unidos.; es comparable al derrame de petróleo Ixtoc I de 1979 en volumen total liberado (Ixtoc descargó 140 millones de galones estadounidenses (530,000 m 3 ) a 148 millones de galones estadounidenses (560,000 m 3 ); a mediados de julio de 2010, Deepwater Horizon ha derramado 90 millones de Galones estadounidenses (340.000 m 3 ) a 180 millones de galones estadounidenses (680.000 m 3 )). [3] [4]
Gran parte del petróleo está tan abajo en el Golfo que solo la naturaleza, incluidos los microbios , podrá eliminarlo mediante un proceso llamado biorremediación . [5] Terry Hazen, del Laboratorio Nacional Lawrence Berkeley del Departamento de Energía, dijo que el proceso podría llevar meses o años. [5] Pero después de seis semanas de investigación, dijo que los microbios podrían funcionar rápidamente en agua a 84 ° F (29 ° C) en lugar de en aguas de temperatura más fría. El A Whale , que es un petrolero convertido en un desnatador de petróleo gigante propiedad de Taiwan Marine Transport Co (TMT), podría hacer poco debido al uso de dispersantes químicos por parte de BP, dijo la compañía. [6] Robert Bea de la Universidad de California , quien trabajó en el derrame de Ixtoc y el derrame de petróleo de Santa Bárbara de 1969 , dijo que los métodos antiguos serían los mejores. Los dispersantes, dijo, no funcionan excepto para mantener limpias las playas y dañan el medio ambiente. [5]
Intentos de cierre no explosivo
Esfuerzos a corto plazo
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Los primeros intentos de detener el derrame de petróleo fueron el uso de vehículos submarinos operados a distancia para cerrar las válvulas de prevención de reventones en el cabezal del pozo; sin embargo, todos estos intentos fracasaron. [7] [8] La segunda técnica, colocar una cúpula de contención de 125 toneladas (276,000 lb) (que había funcionado en fugas en aguas menos profundas) sobre la fuga más grande y canalizar el aceite a un recipiente de almacenamiento en la superficie, falló cuando el gas la fuga de la tubería combinada con agua fría formó cristales de hidrato de metano que bloquearon la abertura en la parte superior de la cúpula. [9]
El 14 de mayo, los ingenieros comenzaron el proceso de colocar un tubo de inserción de elevador de 6 pulgadas (15 cm) de ancho en el tubo de ruptura de 21 pulgadas (53 cm) de ancho. [9] Había una arandela en forma de tapón alrededor del tubo que tapa el extremo del tubo ascendente y desvía el flujo hacia el tubo de inserción. [10] El gas recolectado se quemó y el petróleo se almacenó en el tablero del buque de perforación Discoverer Enterprise . [11] Se recolectaron 924,000 galones estadounidenses (22,000 barriles) de petróleo antes de retirar el tubo. [12]
El 26 de mayo, BP intentó cerrar el pozo utilizando una técnica llamada " top kill ", que también falló. [13] Este proceso implicó bombear fluidos de perforación pesados a través de dos líneas de 3 pulgadas (7,6 cm) hacia el dispositivo de prevención de reventones para restringir el flujo de aceite antes de sellarlo permanentemente con cemento. [14] [15] [16]
El 29 de mayo, BP se trasladó al sistema de contención de tapa del paquete Lower Marine Riser (LMRP) retirando el tubo ascendente dañado de la parte superior del dispositivo de prevención de reventones y cubriendo el tubo con la tapa que lo conecta a un tubo ascendente. La tapa se colocó el 3 de junio y el sistema comenzó a capturar el aceite que se escapaba. [17] El 6 de junio, el director ejecutivo de BP Tony Hayward , declaró que la cantidad capturada era "probablemente la gran mayoría del petróleo". [18] Sin embargo, Ira Leifer, miembro del Grupo Técnico de Tasas de Flujo (FRTG), afirmó que escapaba más aceite que antes de que se cortara el tubo ascendente y se colocara el sistema de contención de la tapa. [19]
El 16 de junio, se puso en funcionamiento un segundo sistema de contención conectado directamente al dispositivo de prevención de reventones que transportaba petróleo y gas a través de un colector submarino al buque de servicio Q4000 con una capacidad de procesamiento de aproximadamente 5.000 barriles (210.000 galones estadounidenses; 790 metros cúbicos) de petróleo por día. . Tanto el petróleo como el gas se queman en Q4000 en un sistema de combustión limpia. [20]
Como la capacidad de procesamiento de Discoverer Enterprise era insuficiente, se agregaron el buque de perforación Discoverer Clear Leader y el buque flotante de producción, almacenamiento y descarga (FPSO) Helix Producer 1 , descargando petróleo con los petroleros Evi Knutsen y Juanita . [21] [22] Cada camión cisterna tiene una capacidad total de 750.000 barriles (32.000.000 galones estadounidenses; 119.000 metros cúbicos). [20] Además, FPSO Seillean y el buque de pruebas de pozos Toisa Pisces procesarían petróleo. Son descargados por el transbordador cisterna Loch Rannoch . [20]
El 5 de julio, BP anunció que su esfuerzo de recuperación de petróleo en un día representó 24,980 barriles (3,972 m 3 ) de petróleo y la quema de 57,1 millones de pies cúbicos (1,620,000 m 3 ) de gas natural. La recolección total de petróleo hasta la fecha por el derrame se estimó en 657,300 barriles (104,500 m 3 ). [23] Las estimaciones del gobierno sugirieron que el tope y otros equipos capturaban menos de la mitad del petróleo que se filtraba del fondo del mar a fines de junio. [24]
El 10 de julio, los robots quitaron la tapa de contención para reemplazarla con una tapa de mejor ajuste ("Top Hat Number 10"); esto significaba que todo el aceite que se derramaba escaparía hasta que se colocara la nueva tapa. [25] Una tubería rota se sacó el 11 de julio y se reemplazó con un carrete de brida que se asemeja a una tubería, en la parte superior de la cual se ubicó la nueva tapa. [26] [27] La prueba de integridad del pozo estaba programada para realizarse después de la instalación de una pila de tapado de tres arietes sobre el paquete de tubería ascendente marina inferior de la plataforma semisumergible Deepwater Horizon el 13 de julio . El 14 de julio, BP anunció que la prueba se retrasaría bajo las órdenes de Allen; el petróleo siguió fluyendo hacia el Golfo. [4] [28]
Cierre temporal
El 15 de julio de 2010, BP anunció que había tapado con éxito la fuga de aceite con una tapa bien ajustada. La tapa, que pesa 75 toneladas y mide 30 pies (9,1 m) de altura, ahora está atornillada al dispositivo de prevención de reventones fallido. Consiste en un carrete de transición de brida y una pila de 3 arietes y es una solución temporal. [29] [30]
El presidente Barack Obama acogió con cautela la noticia de que se había detenido la filtración, aunque destacó que "es importante que no nos adelantemos". [31] Si la tapa se mantiene durante las 48 horas planificadas, sus válvulas se volverán a abrir temporalmente para permitir pruebas sísmicas para garantizar que el petróleo no se escape al lecho rocoso. [29] En el momento de la parada, el petróleo se había estado filtrando continuamente en el Golfo de México durante 85 días, 16 horas y 25 minutos desde que explotó la plataforma de perforación Deepwater Horizon el 20 de abril de 2010. [29]
Hasta el 19 de julio de 2010, no había evidencia de que el pozo se hubiera roto, lo que significa que la tapa parecía estar funcionando. [31] [32] Según Thad Allen , el almirante retirado de la Guardia Costera de los EE. UU. A cargo de la operación para detener la fuga, la tapa se utilizará para canalizar el petróleo que fluye a los barcos de superficie para su recolección después del período de prueba de 48 horas y se utilizará para cerrar el pozo durante el mal tiempo en lugar de tapar permanentemente el pozo, lo que se espera que suceda a mediados de agosto de 2010, cuando se hayan completado los pozos de alivio. [32] Sin embargo, el 19 de julio de 2010, se detectó una filtración del lecho marino a dos kilómetros del pozo. Allen cree que probablemente no tenga nada que ver con el pozo, ya que se sabe que el petróleo y el gas rezuman naturalmente de las fisuras en el fondo del Golfo de México. [33] [34]
El 22 de julio, el almirante Thad Allen enfrentó una difícil decisión. Los pronósticos de la trayectoria de la tormenta tropical Bonnie hicieron imperativo que los barcos de apoyo y las plataformas abandonaran el sitio. Por tanto, la pila de taponado no estaría supervisada durante varios días. La opción segura habría sido abrir las válvulas y aliviar la presión en el tubo ascendente; sin embargo, eso obviamente tendría el efecto de rechazar el chorro de petróleo y gas, sin opción de recolectarlo o quemarlo. Allen, en consulta con el secretario de Energía, Steven Chu , tomó la decisión de dejar las válvulas cerradas. Kent Wells, vicepresidente senior de BP, dijo: "Tenemos suficiente confianza para dejar el pozo cerrado". [35] Dado que la tormenta resultó más débil de lo esperado el 24 de julio, los barcos regresaron para terminar el trabajo de una vez por todas. Pronto comenzaron los esfuerzos para cerrar el pozo de forma permanente. [36]
Cierre permanente
BP perforó dos pozos de alivio en el pozo original para poder bloquearlo. Una vez que los pozos de alivio llegaron al pozo original, el operador bombeó fluido de perforación al pozo original. El Perforador de Desarrollo III de Transocean comenzó a perforar un primer pozo de alivio el 2 de mayo y estaba a 13,978 pies (4,260 m) de 18,000 pies (5,500 m) el 14 de junio. El Perforador de Desarrollo II de GSF comenzó a perforar un segundo alivio el 16 de mayo y se detuvo a 8.576 pies (2.614 m) de 18.000 pies (5.500 m) al 14 de junio, mientras que los ingenieros de BP verificaron el estado operativo del dispositivo de prevención de reventones del segundo pozo de alivio . [37] [38] [39] [40] [41] [42] Los pozos de alivio comenzaron a operar en agosto de 2010 [43] a un costo de alrededor de $ 100 millones por pozo. [44] [45]
A pesar de los retrasos causados por la tormenta tropical Bonnie, se esperaba que la primera fase para detener la fuga comenzara el 30 de julio. Se esperaba que el revestimiento de un pozo de alivio con revestimiento de acero se reanudara el 28 de julio, y un túnel de alivio tardaría una semana en perforar, pero podría ser necesario si la fase uno no funciona. [36]
El almirante Thad Allen dijo el 26 de julio que la "muerte estática", usando lodo y cemento vertidos en la parte superior del pozo, podría comenzar el 2 de agosto. La "muerte del fondo" seguiría, con lodo y cemento entrando al pozo debajo del fondo del mar, posiblemente el 7 de agosto. [46]
A partir de las 15:00 CDT del 3 de agosto, se bombeó primero el petróleo de prueba y luego el lodo de perforación a una velocidad lenta de aproximadamente dos barriles / minuto en la boca del pozo. El bombeo continuó durante ocho horas, al final de las cuales se declaró que el pozo estaba "en condición estática". [47]
A las 09:15 CDT del 4 de agosto, con la aprobación del almirante Allen, BP comenzó a bombear cemento desde la parte superior, sellando esa parte del canal de flujo de forma permanente. [48]
El 4 de agosto, Allen dijo que la matanza estática estaba funcionando. [49] Dos semanas después, sin embargo, Allen dijo que no estaba seguro de cuándo se podría declarar que el pozo estaba completamente sellado. La matanza del fondo aún no se había producido y las tormentas habían retrasado el pozo de alivio. Incluso cuando el pozo de alivio estaba listo, dijo, BP tenía que asegurarse de que la presión no volviera a aumentar. [50]
El 10 de septiembre, Allen dijo que la matanza del fondo podría comenzar antes de lo esperado porque se podría usar un "manguito de bloqueo" en la parte superior del pozo para evitar que la presión excesiva cause problemas. BP dijo que el pozo de alivio estaba a unos 50 pies (15 m) de la intersección y que terminar la perforación tomaría cuatro días más. [51] El 16 de septiembre, el pozo de alivio llegó a su destino y comenzó el bombeo de cemento para sellar el pozo. [52] Funcionarios dijeron el 18 de septiembre que el cemento bombeado desde la base del pozo había completado el sellado del pozo. [53] El 19 de septiembre, después de una prueba de presión, Allen declaró que el pozo estaba "oficialmente muerto". [54]
Consideraciones sobre el uso de explosivos
A mediados de mayo de 2010, el secretario de Energía de Estados Unidos, Steven Chu, reunió a un equipo de físicos nucleares, que incluía al diseñador de bombas de hidrógeno Richard Garwin y al director de Sandia National Laboratories , Tom Hunter. [55] El 24 de mayo, BP descartó los explosivos convencionales, diciendo que si las explosiones no lograban obstruir el pozo, "nos habríamos negado todas las demás opciones". [56]
Los funcionarios federales también descartaron los dispositivos nucleares debido a riesgos ambientales y políticos, ya que hacerlo sería una violación del Tratado de Prohibición Completa de Ensayos Nucleares que Estados Unidos ha firmado. [57] El almirante Thad Allen declaró, "dado que no conocemos la condición de ese pozo o las carcasas, sería cauteloso al poner cualquier tipo de energía cinética en ese pozo, porque lo que puede hacer es crear una comunicación abierta entre el embalse y el fondo del mar ". [58] Allen también dijo que el resultado podría ser que el petróleo se filtre a través de las grietas y a través del lecho marino, "y luego se descontrole hasta que la presión del yacimiento se iguale con la presión hidrostática; creo que es un riesgo demasiado grande para arriesgarme yo mismo . " [59] Las preocupaciones sobre la integridad del revestimiento también influyeron en la presión elegida para el procedimiento de matanza superior. [60]
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