anexo 12.2 ee blowout

ANEXO 12.2 METODOLOGÍA E IDENTIFICACIÓN DE IMPACTOS AMBIENTALES

Estudio Específico de “Blowout”

Julio, 2013

ALENTA medio ambiente S.L. Página I RIPSA

Contenido

1. INTRODUCCIÓN 1

1.1 METODOLOGÍA 1

1.2 FUENTES DE DATOS 2

1.2.1 SINTEF y Scandpower 3

1.2.2 OGP 4

1.2.3 WOAD (base de datos operada por DNV) 4

1.2.4 Unión Europea 4

1.3 HISTÓRICOS DE “BLOWOUT” 5

2 DESCRIPCIÓN DE UN “BLOWOUT” 8

2.1 CAUSAS DE UN “BLOWOUT” 8

2.2 CARACTERÍSTICAS DEL “BLOWOUT” 9

2.2.1 Punto de vertido 9

2.2.2 Caudal del flujo de la formación 10

2.2.3 Duración 11

2.2.4 Ignición 12

3 PROBABILIDAD DE OCURRENCIA DE UN “BLOWOUT” 14

3.1 PROBABILIDAD DE UN “BLOWOUT” 14

3.2 FRECUENCIAS DE BLOWOUT 14

3.3 PROBABILIDAD SEGÚN EL PUNTO DE VERTIDO 16

3.4 PROBABILIDAD DE DURACIÓN DE UN “BLOWOUT” 16

3.5 PROBABILIDAD DE IGNICIÓN 17

4 DEFINICIÓN DEL PEOR ESCENARIO DE “BLOWOUT” EN EL PROYECTO DE CANARIAS 18

4.1 CARACTERÍSTICAS GENERALES DE LOS SONDEOS 18

4.2 PUNTO DE VERTIDO Y VÍA DE SALIDA. 18

4.3 CAUDAL DE FLUJO DE LA FORMACIÓN 18

4.4 DURACIÓN 18

4.5 IGNICIÓN 19

5 PROBABILIDAD DE OCURRENCIA DEL PEOR ESCENARIO SELECCIONADO 20

5.1 METODOLOGÍA DE CÁLCULO 20

ALENTA medio ambiente S.L. Página II RIPSA

5.2 RESULTADOS PARA EL PEOR SUCESO ACCIDENTAL POSIBLE DE “BLOWOUT” 20

6 CONCLUSIONES 21

7 BIBLIOGRAFÍA 22

Tablas

Tabla 1.1 Categorías de probabilidad 2

Tabla 1.2 Número de sondeos perforados e incidentes de “blowout” (1980 – 2010) agrupados por profundidades 5

Tabla 1.3 “Blowout” catastróficos 7

Tabla 2.1 Número de “blowout” por duración en actividades de exploración (1980-2010) 12

Tabla 2.2 Histórico de “blowouts” con ignición (1980-2010) 13

Tabla 3.1 Frecuencia de “blowout” de la OGP. 15

Tabla 3.2 Frecuencias de “blowout” de Scandpower (2011 y 2012) 15

Tabla 3.3 Distribución de probabilidad por punto de vertido y vía de salida del flujo de formación 16

Tabla 3.4 Probabilidad de distribución de duración de “blowout” con punto de vertido superficial y profundo 17

Tabla 3.5 Probabilidad de ignición 17

Tabla 5.1 Cálculo de la probabilidad para el peor suceso accidental posible de “blowout” 20

Tabla 6.1 Descripción del peor suceso accidental posible de “blowout” para Canarias 21

Figuras

Figura 2.1 Esquema simplificado de árbol de fallos de un Blowout 9

Figura 2.2 Esquema de vías de salida de “blowout”. 10

Figura 2.3 Eventos catastróficos de “blowout” 11

ACRÓNIMOS

ANP Agencia Nacional Petroleo (Brasil).

BSEE Bureau of Safety and Environmental Enforcement.

COGOA Canada Oil and Gas Operation Act.

DNV Det Norske Veritas.

EIA Estudio de Impacto Ambiental.

HSE Health Safety Executive.

NOAA National Oceanic and Atmospheric Administration.

OCS Outer Continental Shelf.

OCSLA Outer Continental Shelf Lands Act.

OGP Oil and Gas Producers.

QRA Quantitative Risk Assessment.

WOAD World Offshore Accident Databank.

ESTUDIO IMPACTO AMBIENTAL: PROYECTO SONDEOS EXPLORATORIOS MARINOS EN CANARIAS ANEXO 12.2 ESTUDIO ESPECÍFICO DE “BLOWOUT”

ALENTA medio ambiente S.L. Página 1 RIPSA

1. INTRODUCCIÓN

Este informe ha sido elaborado por Alenta Medio Ambiente, S.L, a petición de Repsol Investigaciones Petrolíferas S.A. (RIPSA en adelante), como respuesta a las consultas previas presentadas por el CEDEX en el marco de la tramitación del EsIA del proyecto sondeos exploratorios marinos en Canarias.

El informe consta de las siguientes Secciones:

• Descripción de un “blowout”(Sección 2). • Probabilidad de ocurrencia de un “blowout”en proyectos de perforación exploratoria

(Sección 3). • Definición y duración de un hipotético “blowout” en proyectos de perforación

exploratoria (Sección 4). • Probabilidad de ocurrencia del peor suceso accidental posible de “blowout”

(Sección 5). • Conclusiones (Sección 6).

1.1 Metodología

La metodología de evaluación del impacto potencial asociado a un suceso accidental empleada en el EsIA se basa en un enfoque de análisis de riesgos, donde se evalúan conjuntamente las consecuencias o daños ambientales de un suceso accidental, y la probabilidad de ocurrencia de ese suceso.

Este estudio se elabora de manera que sus resultados puedan servir en el EsIA para evaluar los impactos potenciales asociados al peor suceso accidental posible de “blowout”:

• Identificando, por un lado, aquellas características que pueden incidir tanto en la probabilidad de ocurrencia como en el grado de afección (consecuencias) de un “blowout” y cuya definición, tomando en cuenta las condiciones particulares del proyecto de sondeos exploratorios marinos en Canarias, constituirá el escenario seleccionado como peor suceso accidental posible de “blowout”, y

• Estimando, por otro lado, la probabilidad de ocurrencia del peor suceso accidental posible de “blowout” (ver sección 5) en base a frecuencias extraidas de fuentes de bibliográficas (ver sección 1.2, sección 3 y sección 4).

Las categorías de probabilidad utilizadas en este informe para el peor suceso accidental posible de “blowout” son:



Tabla 1.1 Categorías de probabilidad

Probabilidad <10-6 Absolutamente remoto

10-6 - 10-5 Prácticamente imposible

10-5 - 10-4 Altamente improbable

10-4 - 10-3 Remotamente posible

10-3 - 10-2 Poco usual

10-2 - 10-1 Posible

10-1 - 100 Casi seguro

Fuente: Alenta, 2013 adaptada de distintas fuentes.

1.2 Fuentes de datos

Datos estadísticos de históricos de incidentes “offshore”, así como informes de investigación de incidentes “offshore”, entre ellos incidentes recientes de “blowout”, e informes sobre la afección potencial medioambiental derivada de derrames de hidrocarburos pueden obtenerse de diferentes páginas web de autoridades competentes a nivel nacional e internacional. Para el presente estudio se han consultado:

• El Ministerio de Agricultura, Alimentación y Medio Ambiente (MAGRAMA) que dispone de información de incidentes de contaminación “offshore” en España.

• El “Bureau of Safety and Environmental Enforcement” (BSEE) de EEUU. • La “National Oceanic and Atmospheric Administration” (NOAA)1 de EEUU que

dispone de una lista de casos históricos de derrames de hidrocarburos “offshore” con diferentes grados de afección cubriendo el periodo de 1967 a 1991.

• El “Petroleum Safety Authority Norway” de Noruega que dispone, entre otros, de datos estadísticos e informes de investigación de incidentes. En 2011 publicó el informe “Trends in Risk Level in the Petroleum Activity”.

• El “Health and Safety Executive” (HSE) de UK. • El “National Offshore Petroleum Safety and Environmental Management Authority”

de Australia. • La Agencia de Nacional de Petróleo, Brasil. • El “Newfoundland and Labrador Offshore Petroleum Board” de Canada. • El “Bureau of Mineral and Petroleum” (Groenlandia). Esta autoridad solicitó a la

consultora ACOMA en 2012 el informe “Blowout risk evaluation in the Labrador sea”.

1 La NOAA tiene la responsabilidad, en el marco del plan de contigencia nacional de EEUU, de proporcionar soporte científico a la Guardia Costera de EEUU para planificar y dar respuesta a emergencias por derrames en el entorno marítimo.

http://www.nopsema.gov.au/

http://www.anp.gov.br/

http://www.cnlopb.nl.ca/



Por otro lado, la industria de exploración y producción petrolera ha desarrollado bases de datos de incidentes de “blowout” y registros para áreas específicas, entre las que destacan:

• La base de datos de “blowout” de SINTEF (ver Sección 1.2.1) operada por la compañía Exprosoft AS desde 2001.

• El “Risk Assessment Data Directory”, OGP (“Oil and Gas Producers”), 2010. (ver Seccion 1.2.2)

• La base de datos de WOAD (“World Offshore Accident Databank”) operada y mantenida por DNV (Det Norske Veritas) (ver Sección 1.2.3).

El acceso a dichas bases de datos, a excepción del “Risk Assessment Data Directory” de la OGP, es restringido, por lo que para el presente estudio se han adquirido diversos informes (ver Sección 1.2.1).

Por último, es interesante destacar que la Unión Europea está trabajando en una propuesta de Reglamento del Parlamento Europeo y del Consejo sobre la seguridad de las actividades de prospección, exploración y producción de petróleo y de gas mar adentro (Comision Europea, 2011). Dicha propuesta ha sido consultada para la elaboración del presente estudio (ver Sección 1.2.4).

1.2.1 SINTEF y Scandpower

La institución de investigación independiente SINTEF (Fundación para la Investigación Industrial y Científica de Noruega) dispone de una base de datos de incidentes de “blowout” donde se recogen desde 1980 aquéllos ocurridos en el Golfo de Méjico (GoM), la plataforma continental exterior de EEUU (OCS), Reino Unido y Noruega para distintos tipos de operaciones “offshore”.

Actualmente, la base de datos recoge información de 599 incidentes de “blowout”o “kick”2 que han ocurrido a nivel global desde 1955. Desde 2001, dicha base de datos la opera la compañía Exprosoft AS.

De forma anual, y en coordinación con SINTEF, la consultora noruega Scandpower elabora un informe de frecuencias de “blowout” y de incidentes de control de pozo basado en el análisis y tratamiento de los datos recogidos en la base de datos de SINTEF.

El acceso a la base de datos y al informe de Scandpower es restringido y exclusivo para los miembros integrantes de dicha institución entre los que se encuentran grandes compañías petroleras con operaciones en Noruega, así como consultoras noruegas.

Para el desarrollo del presente estudio, Alenta ha consultado la información siguiente:

• “Blowout and well release frequencies based on SINTEF offshore blowout database 2011”, elaborado por la consultora Scandpower (2012).

2 Flujo no deseado de fluidos de la formación debido a la diferencia de presión entre la formación y el pozo/sondeo.




• “Blowout and well release characteristics and frequencies, 2012”, SINTEF (2012), que incluye datos desde enero de 1980 hasta 31 diciembre de 2010.

• Información pública facilitada por el Sr Per Holand de Exprosoft AS relativa a históricos y frecuencias de “blowout” desde 1980 hasta 2007.

• Informe de “Blowout and Well Release Characteristics and Frequencies, 2006”, SINTEF (2006) que incluye datos de históricos de la base de datos de SINTEF desde enero de 1980 hasta enero de 2005.

1.2.2 OGP

La OGP3 publicó en marzo de 2010 como parte de las guías “Risk Assessment Data Directory”, el informe público “Blowout frequencies” que incluye frecuencias de blowout” e incidentes de control de pozo para su aplicación en operaciones “offshore” y “onshore” a nivel global. Dicho informe ha sido consultado para la elaboración del presente estudio.

Cabe indicar que los datos utilizados por la OGP para establecer las frecuencias para operaciones en el mar del Norte y en otras áreas “offshore” que empleen estándares noruegos proceden de la base de datos de “blowout” de SINTEF entre los años 1980 y 2005 (OGP, 2010).

1.2.3 WOAD (base de datos operada por DNV)

DNV (“Det Norske Veritas”) es una empresa certificadora creada en Noruega en 1864 con el fin de inspeccionar y evaluar el estado técnico de los buques mercantes noruegos. La base de datos WOAD desarrollada por DNV recopila, entre otros, los incidentes en plataformas petrolíferas “offshore” desde 1975.

Para el desarrollo de este estudio, se han consultado diversos informes de análisis de riesgo para operaciones de exploración “offshore” elaborados por DNV (ver Sección 3.1).

Cabe destacar que DNV es miembro de SINTEF, por lo que los datos del WOAD relativos a incidentes de “blowout” también se encuentra recogidos en la base de datos de “blowout” de SINTEF (OGP, 2010).

1.2.4 Unión Europea

La Unión Europea publicó, en octubre de 2011, un documento de trabajo de la comisión al respecto del impacto ambiental relacionado con la propuesta de Reglamento del Parlamento Europeo y del Consejo sobre la seguridad de las actividades de prospección, exploración y producción de petróleo y de gas mar adentro.

Dicho documento de trabajo, en su Anexo I, desarrolla el cálculo de la probabilidad anual de un potencial accidente de “blowout” mar adentro en Europa basado en frecuencias extraidas del informe de frecuencias de la OGP.

3 International Association of Oil&Gas Producers.



Para el desarrollo del presente estudio, se ha consultado tanto el Anexo I del documento de trabajo anteriormente indicado a como las alegaciones al mismo desarrolladas en el informe “UK Response to EC Impact Assessment on Offshore regulation” y presentadas por la consultora independiente GL Noble Denton en noviembre 2011.

1.3 Históricos de “blowout”

La Tabla 1.2 recoge el número total de actividades de exploración de hidrocarburos desarrolladas en Noruega, Reino Unido, Golfo de Méjico y en la plataforma continental exterior de EEUU (OCS), así como el número de incidentes de “blowout” en aguas profundas (diferenciándolos según su afección sobre el entorno) entre 1980 y 2010. Los datos de esta tabla provienen mayoritariamente de los datos incluidos en el informe de SINTEF “Blowout and well release characteristics and frequencies, 2012” (SINTEF 2012).

Tabla 1.2 Número de sondeos perforados e incidentes de “blowout” (1980 – 2010) agrupados por profundidades

Profundidad exploración (m) < 600 600 -1000

1000-1500

1500-2500 > 2.500 ND Total

Número de sondeos

exploratorios perforados

Noruega 1.168 10 18 2 - - 1.198

Reino Unido 3.234 25 14 3 - 10 3.286

US GoM OCS4

10.522 644 550 432 41 - 12.189

Total sondeos

exploratorios perforados

14.924 679 582 437 41 10 16.673

Número de incidentes de “blowout”

“Blowout” (vertido superficial)5

52 2 0 1 0 1 56

“Blowout” (vertido profundo)

8 0 0 0 0 - 8

Fuente: SINTEF, 2012.

De los datos presentados en la Tabla 1.2, se extrae que la media de actividades de perforación exploratoria desarrolladas entre incidentes de “blowout” es de un “blowout” por cada 260 perforaciones exploratorias (la media entre actividades exploratorias ha sido estimada considerando el resultado del cociente entre el número de incidentes de 4 Golfo de Méjico y Outer Continental Shelf (OCS)

5 Incluye incidentes de “blowout” considerando todas las fases de perforación (con y sin “riser”),



”blowout” en perforaciones exploratorias (65) y el total de actividades de exploración entre 1980 y diciembre de 2010 (16.673)). Si se calcula para sondeos perforados a profundidades > 600 m, la media de perforaciones exploratorias entre incidentes de ”blowout” para el total de actividades es de un “blowout” por cada 583 sondeos perforados (resultado del cociente entre el número de “blowout” ocurridos a profundides > 600m (3) y el total de actividades de exploración desarrolladas en aguas con profundidades > 600 m entre 1980 y diciembre de 2010 (1.729)) .

Atendiendo a una clasificación de los ”blowout” relacionada con su afección en el medio ambiente, el informe de SINTEF para caracterizar los incidentes de “blowout”dispone de una categoría de daños ambiental “pollution” cuyos rango son mayor, medio, pequeño, no afección y desconocido (aunque no se indican volumenes de derrame asociado a dichos rangos). Considerando esta categorización, el informe indica que entre 1980 y diciembre de 2010, únicamente el incidente de “blowout” del Deepwater Horizon ocurrido en 2010 se categoriza como incidente mayor (“Large pollution”). Por otro lado, la información facilitada por el Sr Per Holand (com. pers.), correspondiente a datos históricos desde 1980 hasta 2007, amplia los datos sobre la categorización por nivel de contaminación. La información facilitada indica que durante este periodo (27 años) no se reportaron incidentes de afección mayor, solo hubo un único incidente de afección mediana6, y cinco incidentes tuvieron un afección clasificada como pequeña7 (Per Holand, Exprosoft AS, 2010).

Otra fuente de información sobre la afección de los “blowout” proviene de datos de históricos de incidentes ”offshore” listados por la NOAA8 a nivel global para el periodo entre 1967 y 1991 (periodo de 24 años). De los 110 incidentes listados por la NOAA, con derrames que excedían los 100.000 barriles a escala mundial o más de 10.000 barriles en aguas de Estados Unidos, solo 9 fueron identificados como derrames mayores9 de unidades de perforación (GL Noble Denton, 2011).

Si se combinan los datos históricos de SINTEF con los de la NOAA, y se añaden los incidentes de “blowout” del Ocean Odyssey ocurrido en Canadá en 1988, de Montara en Agosto 2009 ocurrido en Australia y el de Frade ocurrido en Brasil en 2011, , se observa que entre 1967 y 2011 (periodo de 44 años) se han identificado 13 incidentes de derrames por “blowout” con afección mayor sobre el entorno a nivel global (ver Tabla 1.3). Los incidentes de “blowout” incluidos en la Tabla 1.3, incluyen tanto incidentes ocurridos en actividades de perforación exploratoria como en actividades de producción.

8 La National Oceanic and Atmospheric Agency (NOAA) tiene la responsabilidad, bajo el marco de plan de contingencias nacional de Estados Unidos, de dar apoyo técnico al servicio de guardacostas (USGC) de Estados Unidos. 9 El informe de GL Noble Denton no indica el criterio utilizado para definir un derrame como mayor.



Tabla 1.3 “Blowout” catastróficos

Incidente “Blowout”

Región Año Actividad de exploración y producción

Volumen de vertido

(m3)

Duración del “

Blowout” (días)

Santa Barbara California, US 1969 - 15.899 (100.000 bbls) 10

Shell Platform 26

GoM, Aguas de Méjico 1970 Producción Aprox 9.539

(60.000 bbls) 120

Trinimar Marine Well

327 Venezuela 1973 -

Aprox.5.887 (37.000 bbls) 4

Ekofisk Bravo (considerado el mayor derrame

en Europa)

Noruega 1977 Acondicionamiento (“workover”)

22.400 (140.890 bbls) 7

Ixtoc GoM, Aguas de Méjico 1979 Exploración

1.435.000 (aprox. 3

millones bbls) 287

Hasbah Golfo de Arabia

1980 - Aprox. 15.899 (100.000 bbls)

8

Funiwa Nigeria 1980 - 31.797

(200.000 bbls) 17

Norwruz Oil Field Iran 1983 - 302.830

(2,2 millons bbls) 220

YUM II GoM, Aguas de Méjico 1987 - 9.062

(57.000 bbls) 50

Ocean Odyssey Canada 1988 Unidad de

perforación semisumergible

162.770 (1,2 millones de

bbls) ND

Montara Norte de Australia 2009 Desarrollo de pozo 4.620

(29.000 bbls) 75

Deepwater Horizon

GoM, Aguas de EEUU

2010 Exploración

385.000-770.000

(2,5-5 millones de bbls)

77

Frade 120 km

«offshore» Brasil,

2011 Exploración 555 (3.492 bbls) 4

Fuente: Alenta, 2013.

De la revisión de la Tabla 1.2 y de la Tabla 1.3, se desprende que pueden existir múltiples tipos de escenarios de “blowout” (distinto punto de vertido (superficial o profundo), distinta duración y distinto grado de afección) siendo los incidentes con afección mayor los menos frecuentes. Por ello, antes de estimar la probabilidad de ocurrencia y predecir las consecuencias de un escenario de “blowout”, es necesario especificar las características particulares de dicho escenario, lo que se trata en la sección siguiente.



2 DESCRIPCIÓN DE UN “BLOWOUT”

Un “blowout” es una erupción incontrolada o reventón de fluidos debido a las elevadas presiones procedentes de la formación.

En general, un “blowout” se define como un incidente (altamente improbable) donde los fluidos de la formación fluyen desde ésta hacia la superficie a través del sondeo o entre las capas de la formación después de que todas las barreras de contención así como los medios técnicos de control del sondeo fallen (Porto Cabete et al, 2010). En el caso, de que la erupción de fluidos pueda ser controlada antes de que se produzca el reventón o “blowout”, dicho incidente quedaría en lo que se denomina un amago de reventón o“Kick”.

2.1 Causas de un “blowout”

Un sondeo exploratorio “offshore” se perfora en varias fases de perforación de diámetro decreciente con la profundidad. La perforación se realiza mediante brocas de perforación (de diferentes diámetros) situadas en el extremo de la sarta de perforación (“drill string”).

Durante la operación de perforación es necesario el uso de un fluido de perforación (comúnmente llamado lodo de perforación) que es bombeado por el interior de la sarta de perforación, saliendo por la broca en el fondo del sondeo y subiendo por el anular entre la sarta y la pared del sondeo. El lodo de perforación, que lubrica la sarta de perforación, tiene dos funciones básicas: eliminar los ripios de la perforación y controlar la presión de la formación, ya que la presión hidrostática del lodo de perforación es la barrera primaria que impide que la mezcla de fluidos de la formación se introduzca en el sondeo.

Si la presión de la formación supera la presión impuesta por la columna de lodo, los fluidos de la formación (por ejemplo, hidrocarburo y gas) empiezan a fluir por el hueco del sondeo en lo que se conoce como un “kick”. Si las barreras secundarias del sondeo, generalmente barreras mecánicas, situadas tanto bajo el nivel del mar como en la unidad de perforación no actúan adecuadamente y no son capaces de obstaculizar el flujo de la formación y evitar la extensión del “kick”, dicho flujo puede, eventualmente y de forma muy improbable, fluir al exterior del sondeo o entre las capas de la formación, causando un “blowout”.

Por tanto, un “blowout” sólo puede producirse si las barreras primarias y secundarias fallan. La Figura 2.1 muestra, en la forma de un modelo de árbol de fallos, como la pérdida del control del sondeo es el resultado de un fallo combinado de las barreras primarias y secundarias.



Figura 2.1 Esquema simplificado de árbol de fallos de un “blowout”

Fuente: Alenta,2012 adaptado de DNV, 2010.

2.2 Características del “blowout”

Las principales características para establecer la probabilidad de ocurrencia y las consecuencias de un escenario de “blowout” son: punto de vertido, velocidad y/o flujo procedente de la formación, duración del “blowout” y posibilidad de ignición.

2.2.1 Punto de vertido

El punto de vertido es uno de los factores más importantes para la determinación de las consecuencias de un “blowout”. Según la ubicación del punto de vertido las consecuencias pueden estar relacionadas con el medio ambiente, con el personal a bordo o con la propiedad. El punto de vertido variará de acuerdo con el tipo y la estructura de la instalación ”offshore” (fija o móvil) y puede localizarse en superficie (“blowout” superficial o “top side”) o bajo el nivel del mar (“blowout” profundo o “subsea”) (Porto Cabete et al, 2010).

Por otro lado, la vía de salida de los fluidos de formación, así como la posibilidad de que el flujo pueda ser obstaculizado o no, también inciden sobre el tipo de escenario de “blowout” (DNV, 2010). Tal y como se presenta en la Figura 2.2, inicialmente se identifican tres vías de salida de los fluidos de formación: a través del hueco de perforación, a través de la

ERUPCIÓN DE FLUIDOS SIN CONTROL

(BLOWOUT)

Y

FALLO DE LAS MEDIDAS DE CONTROL PRIMARIAS

(KICK)

FALLO MEDIDAS DE CONTROL SECUNDARIAS

O

FALLO DEL BOP

COLAPSO CEMENTACIÓN

COLAPSO ENTUBADO

FALLO CABEZA DE POZO



sarta de perforación, y a través del anular entre la sarta de perforación y la pared del sondeo.

Figura 2.2 Esquema de vías de salida de “blowout”

Flujo por hueco de perforación Flujo por sarta de perforación Flujo por anular

Fuente: Acoma, 2012.

2.2.2 Caudal del flujo de la formación

El flujo de los fluidos de la formación puede variar mucho dependiendo del tipo de actividad de perforación, la fase de perforación en el momento que ocurre el “kick”, la presión de la formación y el tamaño de hueco de perforación, por lo que, aunque existen históricos de “blowout”, es difícil determinar de antemano el flujo potencial de un escenario de “blowout” (Porto Cabete et al, 2010).

Esta variabilidad también queda reflejada, por ejemplo, en las cantidades derramadas de fluidos de formación de incidentes de “blowout” de gran afección (ver Figura 2.3).



Figura 2.3 Eventos catastróficos de “blowout”

Fuente: GL Noble Denton, 2011 y Alenta 2013.

Tal y como muestra la Figura 2.3, cabe destacar que el incidente de “blowout” del Deepwater Horizon ocurrido en 2010 en aguas del Golfo de Méijcio es un incidente cuyas características fueron excepcionales incluso entre los incidentes de “blowout” de mayor afección sobre el entorno.

2.2.3 Duración

La duración de un “blowout” es muy variable y puede variar desde horas (pequeños derrames que se detienen con las barreras y medidas de control disponibles) a semanas (como fue el caso del Deepwater Horizon en el Golfo de México).

Como referencia ilustrativa de la variabilidad en la duración de un “blowout”, la Tabla 2.1 muestra la duración de incidentes de “blowout” reportados en actividades de exploración durante el periodo de 1980 y 2010 en el Mar del Norte, Reino Unido y Golfo de Méjico y OCS.



Tabla 2.1 Número de “blowout” por duración en actividades de exploración (1980-2010)

Actividad Punto vertido

<10 min

10 min -12 h

12h-2 dias

2-5 días >5 días

Desconocido Total

Exploración Profundo 0 1 0 1 4 2 8

Superficial 0 10 8 11 13 14 56

Total 0 11 8 12 17 16 64

% Blowout 17% 13% 19% 27% 25% 100%


De los datos de la Tabla 2.1 se puede extraer que el 49% de los “blowout” reportados entre 1980 y 2010 tuvieron una duración de menos de 5 días mientras que un 27% de los “blowout” superaron los 5 días. Para un 25% de los incidentes de “blowout” reportados no hay información sobre su duración.

2.2.4 Ignición

Según los datos históricos, los incidentes de “blowout” cuyo punto de vertido se localiza en superficie presentan mayor probabilidad de ignición que aquéllos cuyo punto de vertido se localiza en profundidad. La Tabla 2.2 muestra el número de incidentes de “blowout” con y sin ignición entre los reportados en actividades de exploración en el periodo entre 1980 y 2010. Si se analizan los datos de esta tabla se observa que en casi el 81% de todos los casos no se produjo un incendio.


ALENTA medio ambiente S.L Página 13 RIPSA

Tabla 2.2 Histórico de “blowouts” con ignición (1980-2010)

Actividad Zona Punto de vertido

Sin Ignición

Ignición inmediata

Ignición retardada Desconocido Total

< 5 min

5 min a 1h 1h-6h 6 a 24 h >24h

Exploración Mar Norte

UK Golfo de Méjico

Profundo 8 0 0 0 0 0 0 8

Superficial 48 3 1 0 4 0 0 56

Resto del Mundo10

- 40 8 3 4 55

Total 96 11

8 4 119

% Blowout 80,67% 9,24% 6,72% 3,36% 100%


10 SINTEF no presenta estadísticas considerando el punto de vertido para “blowout” ocurridos fuera de su área de registros, es decir fuera del área que abarca el Mar del Norte, Reino Unido y Golfo de Méjico y OCS.



3 PROBABILIDAD DE OCURRENCIA DE UN “BLOWOUT”

3.1 Probabilidad de un “blowout”

En esta sección se incluyen las estadísticas de frecuencia y distribuciones de probabilidad de las distintas características descritas en la sección 2.2.

Las fuentes de información consultadas han sido:



• Ricardo Porto Cabete, Per Holand, 2010, “Blowout and Well Releases Frequencies Used on Quantitative Risk Analysis (QRA) of Offshore Installations”.

• OGP,“Blowout Frequencies, OGP Risk Assessment Data Directory”, Marzo 2010. • DNV, 2010,Análisis de Riesgo Medio Ambiental del proyecto de exploración del

Nordland VI. DNV Report No. 2010-0613. • DNV, 2012, “Cost Related to Oil Blowouts on the Norwegian and UK Continental

Shelf”. • Comisión Europea, 2011. Anexo I, del documento de trabajo de impacto ambiental

relativo a la propuesta de Reglamento del Parlamento Europeo y del Consejo sobre la seguridad de la actividades de prospección, exploración y producción de petróleo y gas mar adentro.

• GL Noble Denton, 2011. “UK Response to EC Impact Assessment on Offshore Regulation”.

• SINTEF, 2006.”Blowout and Well Release Characteristics and Frequencies”.

3.2 Frecuencias de Blowout

El documento de la OGP que calcula la frecuencia de ocurra un “blowout” por sondeo perforado (OGP Risk Assessment Data Directory (2010)), se elaboró para servir como referencia para las evaluaciones cuantitativas de riesgo en actividades de perforación “offshore”. Los datos presentados por la OGP en dicho documento (ver Tabla 3.1 ) se consideran válidos para operaciones en el mar del Norte y en el Golfo de Méjico (US), así como para operaciones desarrolladas en el resto del mundo que apliquen estándares noruegos en sus operaciones “offshore”11.

11 Operación con preventor de erupciones (BOP) incluyendo shear ram y dos barreras principales.



Tabla 3.1 Frecuencia de “blowout” de la OGP.

Operación Frecuencia

Media Gas(1) Crudo(2) Unidad

Exploración, profundo (sondeo normal) 3,1 x 10-4 3,6 x 10-4 2,5 x 10-4 Por sondeo

perforado

Exploración, profundo (sondeo HPHT)12 1,9 x 10-3 2,2 x 10-3 1,5 x 10-3 Por sondeo

perforado

NOTA: Frecuencias estimadas a partir de datos de “blowout” recogidos en la base de datos de SINTEF entre el period del 1 de enero de 1980 y 1 de enero de 2005.

(1) Se considera un pozo/sondeo de gas cuando la composición del hidrocarburo de la formación está estimada con una relación gas crudo 13(GOR en inglés) mayor de 1.000 (Sm3 gas/Sm3 crudo).

(2) Se considera un pozo/sondeo de crudo cuando la composición del hidrocarburo de la formación está estimada con una relación gas crudo (GOR en inglés)menor de 1.000 (Sm3 gas/Sm3 crudo)..

Fuente: OGP, 2010. Otra referencia de frecuencias de “blowout” son los informes proporcionados por Scandpower (2011 y 2012) que realizan una estimación de frecuencia de “blowout”, ver Tabla 3.2, basadas en los datos estadísticos de SINTEF en los periodos 1990- 2009 y 1990–2010 respectivamente.

Tabla 3.2 Frecuencias de “blowout” de Scandpower (2011 y 2012)

Operación Año Frecuencia

Media Gas Crudo Unidad

Exploración, profundo (pozo normal)

2012

1,26 x 10-4 7,51x 10-5 1,88 x 10-4 Por

sondeo perforado

Exploración, profundo

(sondeo HPHT) 7,80 x 10-4 4,65x 10-4 1,13 x 10-3

Por sondeo

perforado

Exploración, profundo (pozo normal)

2011

1,13 x 10-4 8,86x 10-5 1,43 x 10-4 Por

sondeo perforado

Exploración, profundo

(sondeo HPHT) 7 x 10-4 5,49x 10-4 8,85x 10-4

Por sondeo

perforado Fuente: Scandpower, 2011 y Scandpower 2012 (informe borrador).

Si se analizan los datos de frecuencia de “blowout” de la Tabla 3.1 y de la Tabla 3.2 se observa que aunque en la segunda el número de años recogido es superior e incluye los datos del Deep Horizon, los valores de frecuencia de “blowout” son más bajos.

12 Sondeo con una presión de cierre esperada igual o por encima de 690 bar y /o temperaturas en el fondo del hueco de perforación igual o por encima de 150ºC 13 La relación Gas-Aceite inicial (Gas Oil ratio o GOR) indica que tanto de gas hay por cada barril de crudo, todo en coniciones estándar (60ºF, 14,7 psi).



3.3 Probabilidad según el punto de vertido

Un escenario particular de “blowout” puede variar dependiendo de la vía de la salida del flujo de formación y del punto de vertido. La Tabla 3.3 muestra la distribución de probabilidades dependiendo de dichas características.

Tabla 3.3 Distribución de probabilidad por punto de vertido y vía de salida del flujo de formación14

Punto de vertido Probabilidad Vía de salida del flujo de formación Probabilidad

Punto Superficial 20%

Sarta de perforación 11%

Anular 78%

Hueco abierto 11%

Punto Profundo 80%

Sarta de perforación 11%

Anular 78%

Hueco abierto 11%

Fuente Documento de trabajo Comisión Europea, 2011 y DNV, 2010.

Los datos incluidos en la Tabla 3.3 muestran que la probabilidad de ocurrencia de un escenario de “blowout” profundo es más alta (80%) que la de un escenario de “blowout” superficial (20%). Si nos fijamos en las vías de salida del flujo de formación, el escenario más probable es el de salida por el anular (78%).

3.4 Probabilidad de duración de un “blowout”

Los datos históricos muestran que únicamente una fracción menor de los incidentes de “blowout” reportados resultan en un derrame mayor principalmente porque son controlados en un breve espacio de tiempo limitando su duración.

El Anexo I, del documento de trabajo de la comisión de impacto ambiental. Documento de acompañamiento a la propuesta de Reglamento del Parlamento Europeo y del Consejo sobre la seguridad de las actividades de prospección, exploración y producción de petróleo y gas mar adentro. incluye la siguiente distribución de probabilidad de la duración de un “blowout”.

14 El estudio de DNV (DNV, 2010) realiza la distribución de probabilidades considerando datos de SINTEF de 1980 a 2007.



Tabla 3.4 Probabilidad de distribución de duración de “blowout” con punto de vertido superficial y profundo

Rango de duración (días) < 0,5 0,5-2 2-5 5-14 >14

Probabilidad

Punto superficial

0,49 0,19 0,12 0,13 0,07

Punto profundo 0,33 0,2 0,14 0,16 0,17

Fuente: Documento de trabajo de la comisión Europea, 201115

Los datos de probabilidad condicionada incluidos en la Tabla 3.4 indican que en un 69,6% de los casos, el “blowout” tendrá una duración inferior a los 5 días. mientras que en un 30% de los casos los superarán. Únicamente un 15% de los casos superan los 14 días.

Los datos de la Tabla 3.4 se corresponden con el número de incidentes de “blowout”de duración menor a 5 días reportados entre 1980 y 2005 (ver Tabla 2.1), aunque SINTEF considera una probabilidad mayor de ocurrencia para incidentes de“blowout” con una duración mayor a 5 días.

3.5 Probabilidad de ignición

Para evaluar la probabilidad de deflagración del flujo de formación, en caso de producirse un “blowout”, es necesario entender las características físico-químicas del mismo ya que la posibilidad de deflagración depende de que la concentración del fluido fugado se encuentre dentro de sus límites de inflamabilidad.

Los informes de Scandpower presentan una distribución de probabilidad de ignición basados en los históricos de “blowout” de SINTEF.

Tabla 3.5 Probabilidad de ignición

Fase Ignición inmediata (< 5min)

Ignición retardada (5 min -60 min)

Ignición muy retardada (> 60 min)

Antes instalación BOP (“shalow gas”) 0,04 0,05 0,04

Toda operación de perforación tras instalación BOP.

0,10 0,12

Fuente: Scandpower, 201316.

15 El documento de trabajo de la Comisión europea (comisión europea,2012) considera datos de SINTEF de 1980 a 2007. 16 Los datos del documento de Scandpower (Scandpower 2013) proporcionan frecuencias de ignición a paritr de datos históricos desde 1991 a 2010.



4 DEFINICIÓN DEL PEOR SUCESO ACCIDENTAL POSIBLE DE “BLOWOUT”

En base a las distintas características que definen un escenario de “blowout”, comentadas en la sección 2, y de forma conjunta con RIPSA se ha identificado y definido el peor escenario posible de “blowout” para el proyecto de sondeos exploratorios marinos en Canarias.

4.1 Características generales de los sondeos

Las características generales consideradas para los distintos sondeos son: • Se prevé perforar entre dos y tres sondeos exploratorios. • La geología del área indica la presencia de formaciones con presión y temperatura

dentro de los límites de un “sondeo normal”. • El fluido de formación esperado es crudo considerando una relación gas crudo

inicial (GOR) inferior a 1.000 Sm3 gas/Sm3 crudo.

4.2 Punto de vertido y vía de salida.

• Se considera un punto de vertido profundo (el más probable). • Se asume que el flujo es anular (el más probable), esto es, que la erupción llegaría

por el espacio existente entre la sarta de perforación y la pared del sondeo.

4.3 Caudal de flujo de la formación

Se ha determinado el caudal medio de vertido de fluidos de formación para el peor suceso accidental de “blowout” en base al resultado del “Modelo de simulación de erupción en el fondo marino” realizado por el Departamento de Yacimientos de Repsol y basado en el modelo Prosper17 perteneciente al paquete de programas de Petroleum Experts.

Este estudio concluye que teniendo en cuenta un escenario potencial muy desvaforable y siendo conservadores, RIPSA propone usar como caudal medio en caso de un “blowout tanto para el sondeo tipo somero como para el sondeo tipo profundo el valor de 1000 bbl/ día.

4.4 Duración

Se considera un duración de 30 días sin control para el peor suceso accidental posible de acuerdo con la legislación brasileña (Resolución del CONAMA Nº 398 (Brasil) que establece para el cálculo del volumen de descarga correspondiente al “peor escenario posible” en

17 Prosper es un programa de análisis nodal cuya función principal es diseñar, optimizar y modelar el comportamiento de una configuración especifica de pozo. Con este programa se obtiene una predicción del posible caudal de erupción para un escenario accidental en función de los parámetros que caracterizan el fluido y la formación.



caso de plataformas marítimas considerar el volumen estimado de fuga multiplicado por 30 días sin control.

4.5 Ignición

No se contempla la ignición en el peor suceso accidental posible considerando que:

• Casi el 81% de todos los incidentes de “blowout” recogidos por SINTEF entre 1980 y 2010 no presentaron ignición.

• Se desconoce la composición y la concentración real del flujo de formación (mezcla de hidrocarburos líquidos y gas) por lo que no es posible determinar la posibilidad real de deflagración en el proyecto de Canarias.

• Se considera que el punto de vertido es profundo.

Además, cabe destacar que en el proyecto de sondeos exploratorios marinos en Canarias, se establecerán medidas para evitar la presencia de fuentes de ignición en la unidad de perforación durante todas las fases de perforación. Entre dichas medidas se encontrarían la medición de gases en continuo en toda la unidad de perforación y en especial, en el circuito de lodos así como el empleo de maquinaria para uso en atmósferas explosivas (ATEX).



5 PROBABILIDAD DE OCURRENCIA DEL PEOR ESCENARIO SELECCIONADO

5.1 Metodología de cálculo

La metodología de cálculo se ha basado en la metodología utilizada en el Anexo I del documento de trabajo de la comisión europea al respecto del impacto ambiental relacionado con la propuesta de Reglamento del Parlamento Europeo y del Consejo sobre la seguridad de las actividades de prospección, exploración y producción de petróleo y de gas mar adentro para el cálculo de la probabilidad anual de un potencial accidente de “blowout” mar adentro en Europa (Comisión europea, 2011).

Para estimar la probabilidad del escenario seleccionado como peor suceso accidental posible es necesario recalcular la probabilidad “p” de ocurrencia de un “blowout” condicionada a las características específicas de dicho escenario: tipo de fluidos de formación, punto de vertido, vías de salida, duración. Para ello se considerará la siguiente expresión:

𝑝 (𝐴 ∩ 𝐵 ∩ 𝐶) = 𝑝(𝐴) ∗ 𝑝(𝐵) ∗ 𝑝(𝐶) (2)

Donde:

• p(A∩B∩C): es la probabilidad de que ocurra el evento A, el evento B, y el evento C. • p(A): probabilidad de que ocurra un “blowout” en un sondeo profundo. • p(B): probabilidad de que la vía de salida sea por el anular. • p(C): probabilidad de que dure más de 14 días sin control.

5.2 Resultados para el peor suceso accidental posible de “blowout”

Para el cálculo de la probabilidad del peor suceso accidental posible de “blowout” , se ha usado la probabilidad de ocurrencia de Scandpower (ver Tabla 3.2) para un “blowout” de crudo perforado (1,88 x 10-4) justificada en la sección 3.2, así como las distintas distribuciones de probabilidad especificadas en las secciones 3.3 y 3.4.

Empleando la metodología de cálculo descrita en la sección 5.1, se ha estimado la probabilidad del peor suceso accidental posible de “blowout” en Canarias por sondeo.

Tabla 5.1 Cálculo de la probabilidad para el peor suceso accidental posible de “blowout”

Tipo actividad y características

formación (Tabla 3.1)

Prob. “blowout” (sondeo

somero o profundo)

Punto de vertido

Prob.asociada al punto de

vertido (Tabla 3.3)

Vía de salida del flujo de

formación

Prob. Vía de salida

(Tabla 3.3)

Duración (días)

Prob. asociada a la duración (Tabla 3.4)

Probabilidad “Blowout”

en Canarias por sondeo

Exploración aguas

profundas sondeo normal

de crudo

1,88 x 10-4 Profundo 0,8 Anular 0,78 >14 0,17 1,99 x 10-5



6 CONCLUSIONES

La descripción del peor suceso accidental posible de “blowout” en Canarias en base a sus características específicas se presentan en la Tabla 6.1. Dicha características particulares deberán tenerse en consideración tanto para el estudio de modelización como para la posterior identificación y evaluación de los potenciales impactos derivados de dicho escenario.

Tabla 6.1 Descripción del peor suceso accidental posible de “blowout” para Canarias

Sondeo Tipo de

derrame Localización del derrame

Vía de salida Producto derramado

Volumen de fuga y datos iniciales

Tiempo de duración

Exploración aguas profundas sondeo

normal Continuo Profundo Por el anular Crudo

Caudal medio de 1.000 bbl/ día.

30 días sin control

La probabilidad calculada por sondeo para el peor suceso accidental posible de “blowout”es de 1,99x10-5 que se clasificarían dentro de la categoría altamente improbable (ver Tabla 1.1).



7 BIBLIOGRAFÍA

• Acoma,2012 , Blowout risk Evaluation Labrador Sea South West of Greenland. • Comisión Europa, 2011 Anexo I, del documento de trabajo de la comisión de

impacto ambiental. Documento de acompañamiento a la propuesta de Reglamento del Parlamento Europeo y del Consejo sobre la seguridad de las actividades de prospección, exploración y producción de petróleo y gas mar adentro.

• CONAMA, Resoluçao Nº 398/, de 11 de junho de 2008. Disponible en: http://4ccr.pgr.mpf.gov.br/institucional/grupos-de-trabalho/gt-aguas/resolucoes-conama-docs/res39808.pdf

• Dirección General de Tráfico, 2011, Principales cifras de la siniestralidad vial en España.

• DNV, 2010, Análisis de Riesgo Medio Ambiental del proyecto de exploración del Nordland VI. DNV Report No. 2010-0613.

• DNV, 2012, Cost related to oil blowouts on the Norwegian and UK Continental Shelf.

• INE, Datos online de población: http://www.ine.es/ • GL Noble Denton, 2011, UK Response to EC Impact Assessment on Offshore

Regulation. • MAGRAMA, 2012. Tráfico maritimo. Disponible en:

http://www.magrama.gob.es/es/costas/temas/proteccion-del-medio-marino/la-contaminacion-marina/trafico_maritimo.aspx

• NOAA, online, http://incidentnews.noaa.gov. • OGP, 2010, Blowout frequencies, OGP Risk Assessment Data Directory, Marzo

2010. • OGP, 2010, Water transport accident statistics, 2010. • OGP, 2010, Aviation transport accident statistics, 2010. • Pembina Institute, Junio 2011, Comparing the Offshore Drilling Regulatory Regimes

of the Canadian Arctic, the U.S., the U.K., Greenland and Norway. • Per Holand (exprosoft), 2011, Offshore blowouts 1980 – 2007,

SPE Workshop, Well Integrity in the Operational Phase, Noordwijk, September 12-15, 2011

• Per Holand (exprosoft), 2010, Offshore blowouts 1980 – 2007,The Bellona ONS Seminar, August 23 2010, Stavanger

• Repsol, Gestión del Riesgo de Seguridad y Medio Ambiente en Activos Industriales. Rev 0.0.

• Ricardo Porto Cabete, Per Holand, 2010, Blowout and well releases frequencies used on quantitative risk analysis (QRA) of offshore installations.

• Scandpower, 2011 “Blowout and well release frequencies based on SINTEF offshore blowout database”

• Scandpower, 2012, “Blowout and well release frequencies based on SINTEF offshore blowout database 2012”- Informe borrador.

• SINTEF, 2006, Blowout and well release characteristics and frequencies. • SINTEF, 2012, Blowout and well release characteristics and frequencies.

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anexo 12.2 ee blowout

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