Campo Terra. Profundidad: 5,100 m. Fluido: Aceite volátil de 40 API. Presión inicial: 807 kg/cm 2. Temperatura: 153 C

Transcripción

1 Octubre 30, 2013

2 Contenido Antecedentes Ubicación geográfica Qué ocurrió? posibles causas Que acciones se realizaron Condiciones el 30 de octubre Organización para atender la contingencia Alternativas de solución Atención a las comunidades aledañas Impactos del siniestro 2

3 2,013,000 2,015,000 2,017,000 2,019,000 2,020,000 2,019,000 Campo Terra 498, , , , , ,000 Cima Cretácico Medio 510,000 Kali-1 N Profundidad: 5,100 m PRODUCTOR 1 12 PRODUCTOR NO COMERCIAL CERRADO PRODUCTOR EN JSK IMPRODUCTIVO EN PERFORACIÓN LOCALIZACIÓN ACCIDENTE MECÁNICO MACROPERA 12V 3 23 MP Terra V MP Terra , , , , , , DL m MP Terra 1DL 2,012,000 2,014,000 2,016,000 2,018,000 Fluido: Aceite volátil de 40 API Presión inicial: 807 kg/cm 2 Temperatura: 153 C Presión en superficie: 363 kg/cm 2 Reservas: 100 mmbpce Pozos perforados: 8 3

4 Ubicación geográfica 4

5 Ubicación geográfica 5

6 Perforación y terminación del pozo Terra " 20" 16" B.L 11 7/8" Stub /8" B.L. 9 5/8" E. I /8" KOP E. I E. I Hinchables 4450 m 4023 m 4171 m 49 m Válv. de tormenta a 159 m 1001 m 1700 m 2952 m 2997 m 3037 m TR ranurada m El pozo Terra 123 se perforó y terminó de agosto 2012 a octubre de La profundidad total vertical es de 5,072 m La longitud desarrollada del pozo es de 5,691 m El 25 de octubre entró a producción previa realización de las pruebas de hermeticidad Producción inicial: 5,303 bpd de aceite y 15.4 mmpcd de gas 69 m AD 8 ½ E. I Ø 5 7/8 6

7 Análisis de posible comunicación 30" 49 m Válv. de tormenta a 159 m Posibles puntos de comunicación 20" 1001 m 1 Camisa abierta 16" B.L 11 7/8" 1700 m 2952 m 2 Empacador HPH Stub /8" 2997 m 3037 m 3 Empacadores hinchables base aceite B.L. 9 5/8" E. I /8" KOP 4023 m 4171 m 4450 m 6 4 Empacador hinchable en interior de TR 9 7/8 sin aislar. 5 Conjunto colgador-soltador para TR de 7. 6 Cementación de STUB E. I Espacio anular sujeto a presión anormal E. I Hinchables TR ranurada m 69 m AD 8 ½ E. I Ø 5 7/8 7

8 Conexiones superficiales de control y punto de fuga TP 1 TP 2 Línea de la UAP Línea a presa de quema Fuga entre brida interior y cuerpo de cabezal LINEA DE ESTRANG. SEC. Salidas SALIDAS laterales LATERALES 2 1/16 2 1/16" 10K 10M Brida BRIDA de Transición DE TRANSICION 203/4 3M 20 x 213/4" ¼ 3M X 5K 21 1/4" 5K 1 CABEZAL Cabezal SLIP 8Lip LOCK Lock FMC FMC 20 3/4''3M 20 ¾ 3M 2 1/16 15M 3 1/16 15M TR 1 CABEZAL DE TR PRODUCCIÓN 8 11" X 11" - 15K CABEZAL /8 " 10K X 11" 5K 8 CABEZAL 21 1/4" 5K X 13 5/8 " 10K SALIDAS LATERALES 2 1/16" 10K Línea a batería SEN Salidas laterales 3 1/16 15M SALIDAS LATERALES 3 1/16" 15K Línea a presa de quema 2 m 4 M 8

9 Acciones de control del 27 al 29 de octubre Del 27 al 29 de octubre se intentó controlar la fuga: Mediante el apriete de la tornillería en el cabezal La inyección de fluido de control por la tubería de producción. Durante este periodo, el pozo se mantuvo fluyendo a la batería de producción Sen y simultáneamente a la presa de quema, a fin de aligerar la presión en el punto de fuga. Estas operaciones fueron suspendidas en varias ocasiones, debido a la presencia de fuego en la maleza circundante. Con lo anterior, no se logró abatir la fuga, por lo que se programó, para el día 30 de octubre, la perforación de la tubería de producción para inyectar lodo al espacio anular. 9

10 Acciones de control del 27 al 29 de octubre 10

11 Acciones de control del 27 al 29 de octubre 11

12 Condiciones el 30 de octubre A las 4:30 hrs. del 30 de octubre se presentó nuevamente el incendio en la maleza circundante, lo que originó el incendio en el punto de fuga y el consecuente incendio del equipo de perforación. Asimismo, se mantuvo una proporción del flujo de hidrocarburos hacia la presa de quema. Posteriormente, cayó el mástil de perforación y se propagó el incendio por el resto del equipo, situación que prevalece hasta el momento. 12

13 Organización para controlar la contingencia Ing. Héctor Mandujano Coordinador Control del pozo Ing. Baudelio Prieto Coord. Operativa Ing. Salomón Guzmán Integración de información Ing. José L. Chávez Atención a Medios Lic. Darwin Lara Seguridad Física Pedro Fernández Operación pozo Ing. Javier Páramo Coord. informática Ing. Francisco Sánchez Servicios Médicos Dr. Carlos Goñi Asesoría Legal Jurídica Lic. Héctor Gutiérrez Atención Comunidad Ing. Jesús Yerena Coord. Logística Ing. Benito Maranto Seguridad Física e Industrial M. Delgado Con la participación y apoyo de: Secretaría de la Defensa Nacional Secretaría de Marina Gobierno del Estado de Tabasco SEMARNAT 13

14 Alternativas de solución Como parte del programa de control de la contingencia del pozo Terra 123, se llevarán a cabo las siguientes actividades: 1. Limpieza de la macropera incluyendo el retiro de los elementos siniestrados 2. Revisión de las condiciones del árbol de válvulas a) Si éste se encuentra en estado operable, se intentará el control inyectando fluido al espacio anular y proceder a la reparación del pozo (estimado de dos semanas) b) Si el árbol de válvulas no es operable, se cortarán las tuberías de revestimiento para colocar un nuevo cabezal y proceder a la inyección de fluido de control y proceder a la reparación del pozo (estimado de ocho semanas). 3. Simultáneamente a las acciones anteriores, se ha procedido ya a orientar el pozo Terra 121, actualmente en perforación, hacia la posición del Terra 123 a fin de utilizarlo como pozo de alivio. 14

15 Atención a las comunidades aledañas Es importante señalar que la contingencia del pozo Terra 123 está concentrada dentro de la instalación conocida como macropera. Las comunidades más cercanas se encuentran ubicadas a un kilómetro y medio de distancia de la citada instalación, por lo que se considera que no existe riesgo alguno de impacto a dichas poblaciones. Adicionalmente y en coordinación con el Gobierno del Estado de Tabasco, Petróleos Mexicanos ha dispuesto diversas acciones de apoyo a las comunidades aledañas al pozo Terra 123 a quienes se les solicita su comprensión y cooperación para lograr la realización de las actividades programadas en el menor tiempo posible. 15

16 Impactos del siniestro No se registraron lesiones ni pérdidas de vidas humanas Los impactos económicos comprenden: La pérdida del equipo de perforación, con un costo actual aproximado de 7 millones de dólares La producción de crudo y gas perdida tiene un valor de 110 mil dólares diarios, y la producción diferida tiene un valor de 550 mil dólares diarios Los costos de control se cuantificarán en su oportunidad 16

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