5 de septiembre de 2013 / 18:24 / en 4 años

EXCLUSIVA-Industria energía teme más filtraciones en aguas profundas por líquido corrosivo

Imagen de archivo de la plataforma petrolera Elgin de Total en el Mar del Norte. n líquido corrosivo utilizado en trabajos de perforación que desencadenó la peor filtración de gas en 20 años en el Mar del Norte podría amenazar a pozos de aguas profundas similares en todo el mundo, y la operadora Total ya advirtió a Shell que su yacimiento cercano Shearwater podría estar en riesgo.Total E&P/Handout Imagen para uso no comercial, ni ventas, ni archivos. Solo para uso editorial. No para su venta en marketing o campañas publicitarias. Esta fotografía fue entregada por un tercero y es distribuida, exactamente como fue recibida por Reuters, como un servicio para clientes.

Por Stephen Eisenhammer y Oleg Vukmanovic y Muriel Boselli

LONDRES/PARIS (Reuters) - Un líquido corrosivo utilizado en trabajos de perforación que desencadenó la peor filtración de gas en 20 años en el Mar del Norte podría amenazar a pozos de aguas profundas similares en todo el mundo, y la operadora Total ya advirtió a Shell que su yacimiento cercano Shearwater podría estar en riesgo.

Los líquidos corrosivos implicados en el escape de la plataforma de Elgin de Total, como el bromuro de calcio, se emplean en pozos de aguas profundas, y expertos temen que el incidente se repita en momentos en que las operadoras, bajo presión para compensar bajas en la producción desde reservorios convencionales, optan por yacimientos más profundos, de altas temperaturas y mayor presión.

"Las soluciones de bromuro han sido usadas en miles de pozos desde que fueron introducidas en la década de 1980", dijo John Downs, un ingeniero química que maneja su propio grupo consultor, a Reuters.

"Podría ser necesario un extenso programa de reparaciones de pozos si las roturas de la corrosión por las presiones causadas por las soluciones de bromuro en Elgin también están ocurriendo en otros lugares", dijo Downs.

Es tanta la preocupación de Total de que vuelva a ocurrir el incidente del yacimiento Elgin, que la compañía tiene planes de cerrar al menos otros 10 pozos en el complejo además del que sufrió el escape, un reemplazo que podría costar más de 1.500 millones de libras (2.340 millones de dólares).

El Mar del Norte alberga la mayor cantidad de reservorios de alta presión y alta temperatura (HPHT, por su sigla en inglés) de todas las cuencas maduras de producción de petróleo y gas.

El presidente de Total en Gran Bretaña, Patrice de Vivies, dijo a Reuters que había cooperado con atención en particular con Royal Dutch/Shell cuando compartía información sobre las causas del escape.

"Con Shell compartimos aún más ya que tienen un yacimiento vecino, Shearwater, lo que significa que potencialmente tienen, tal vez, no los mismos, pero problemas similares", dijo de Vivies.

De manera similar que Elgin, el yacimiento Shearwater de Shell es alimentado por un reservorio HPHT donde las temperatura puede llegar a 140 grados centígrados.

Shell declinó emitir comentarios.

A producción plena, las plataformas de Elgin y Shearwater representan más de un décimo de la producción de gas británica. Las operaciones en Elgin se reanudaron este año.

Los riesgos de un nuevo escape podrían llevar a investigaciones más amplias sobre los efectos de soluciones usadas en pozos HPHT, llevando potencialmente al cierre de más pozos y perjudicando los planes para elevar la extracción del Mar del Norte.

La reciente reactivación en la actividad del Mar del Norte depende de la inversión en yacimientos HPHT. Esta clase de pozos también son comunes costa afuera de Brasil y en el Golfo de México. La industria ha tenido que adaptar los materiales y líquidos que utiliza para lidiar con las condiciones adversas.

Reporte adicional de Michel Rose en París. Traducido por Miguel Folatelli. Editado en español por Marion Giraldo

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