Petróleos Mexicanos (Pemex) anticipó, cuatro años antes, los escenarios de riesgo del pozo exploratorio Krem-1, que se encuentra fuera de control desde el 5 de marzo en Las Choapas, Veracruz, pero los consideró tolerables, pues asumió que sus controles de seguridad podrían contenerlos.
Sin embargo, la prospectiva industrial falló y cuando el pozo era perforado a 3 mil 336 metros por la compañía multinacional SLB —antes Schlumberger—, se reportó una fuga en el cabezal y un incendio, justo el riesgo máximo que se había alertado.
Según Pemex, el personal que laboraba en el sitio fue evacuado de manera preventiva y no hubo lesionados. La empresa sostuvo, además, que el incidente no representó riesgo para la población civil cercana.
Pero en comunidades aledañas la emergencia se vivió de otra forma. La explosión cimbró la zona y obligó al desalojo de al menos 400 familias de los alrededores, de acuerdo con fuentes comunitarias y testimonios recabados por este medio
Actualmente, transcurridos más de ochenta días, la emergencia sigue; el Krem-1 sigue fuera de control y sus emisiones pueden detectarse mediante sensores satelitales por la generación de calor, humo y dispersión de contaminantes en la atmósfera.
Que el pozo se saliera de control fue el peor de los escenarios identificados en 2022 en la Manifestación de Impacto Ambiental, documento realizado por el denominado Grupo Multidisciplinario de Análisis y Evaluación de Riesgo, GMAER, a petición de Pemex Exploración y Producción, a través del Activo de Exploración Terrestre Sur.
El estudio reconoció tres escenarios de riesgo por pérdida de contención: disparo de pistola en superficie, fuga en cuerpo de preventor y descontrol de pozo. En sus conclusiones, el GMAER determinó analizar esos tres eventos, pero después afirmó que todos los riesgos se ubicaban en zona “tolerable tipo D”, con un porcentaje de 100 por ciento.
El riesgo mayor…se cumplió
En el análisis de consecuencias, el descontrol de pozo fue tratado como el riesgo mayor. El documento lo ubicó con “nivel de riesgo tipo A”, en la “zona no tolerable” de la matriz de la industria petrolera nacional pero en la conclusión, ese y el resto del universo de riesgos fue matizado.
El documento sostuvo que, con procedimientos, mantenimiento, personal capacitado, equipos críticos y protocolo de emergencia, los escenarios quedaban en zona tolerable. Incluso, afirmó que las actividades de perforación eran seguras y que no existían riesgos latentes de daños al medio ambiente y ni a la población de las comunidades Ignacio López Rayón y Constitución Mexicana.
Sin embargo, la secuencia reportada por Pemex el 6 de marzo al dar a conocer lo sucedido en el Krem-1 se parece a la que el propio estudio de 2022 había previsto: flujo inesperado de gas, cierre del pozo, derivación al quemador, fuga en el cabezal e incendio.
El comunicado oficial sostuvo que el personal cerró el pozo y condujo el flujo hacia el quemador, como parte del protocolo de seguridad. Pero el incendio ocurrió en el cabezal, justamente en el sistema superficial que debía mantener bajo control la presión y la salida de hidrocarburos.
El estudio no sólo identificó el riesgo de descontrol, también advirtió que las pérdidas de contención podían originarse por “posibles fallas en las salvaguardas”, no necesariamente por error humano, sino por “la funcionalidad y características propias del equipo”, lo que significa que Pemex sabía que sus controles podían fallar.
Falló la prevención
Para reducir ese riesgo, el documento planteó medidas concretas: programa de mantenimiento, certificación e inspección de equipos, personal capacitado, personal con experiencia, sistema redundante de cierre de preventores mecánico e hidráulico, checklist prearranque, simulacros de emergencia y pruebas hidrostáticas a las conexiones superficiales de control en cada cambio de etapa
A punto de cumplir dentro de poco 100 días del incendio, Pemex no ha explicado públicamente cuál de esas medidas no funcionó, cuál fue insuficiente o cuál no se aplicó conforme al expediente y le debe a los mexicanos una explicación: por qué un escenario previsto como controlable, terminó convertido en una emergencia prolongada.
Otra duda legítima de la opinión pública es también por qué no se exigió a SLB (antes Schulumberger) la compañía que perforaba el pozo, que asumiera las reclamaciones del seguro y las acciones de contención y control.
En lugar de exigir la responsabilidad, Pemex determinó que fueran sus áreas operativas las que asumieran la tarea que implica la administración de muchos cientos de millones de dólares en obras cuyos contratos y facturas fluyen, pero sin el resultado esperado.
La opinión de expertos
Trabajadores petroleros dijeron a etcetera que la reducción del riesgo en la Manifestción de Impacto Ambiental estuvo basada en supuestos de confiabilidad, mantenimiento, disciplina operativa y funcionamiento correcto de barreras, que finalmente fallaron o no fueron suficientes.
Llamaron la atención al hecho que si Schlumberger era el contratista principal de perforación y control operativo y posteriormente PEMEX tomó control total, ese desplazamiento del contratista, normalmente ocurre cuando el evento entra en fase crítica, existe activación de seguros o hay posible disputa de responsabilidades.
Sobre lo que implica que el pozo siga fuera de control rumbo a 100 días del siniestro, dijeron que suele indicar que el incendio causó un daño severo del cabezal, la pérdida de acceso al sistema de control, y el riesgo de colapso estructural de la pera, condiciones todas que generan la imposibilidad de instalar un pozo de alivio, necesario para deesviar el gas y controlar el Krem1.
Resaltaron que el hecho que el pozo siga ardiendo a estas fechas, eleva no solo el costo del siniestro, sino el impacto ambiental, la complejidad técnica, y la responsabilidad en torno al accidente.
“El estudio que identificó los riesgos ahora se convierte en un documento clave porque establece qué riesgos eran conocidos, qué medidas preventivas debían existir, qué salvaguardas debían funcionar, y qué escenarios se consideraban posibles”, expusieron.
Así ocurrió…
La versión oficial de Pemex describe una secuencia técnica precisa: el pozo estaba en perforación a 3 mil 336 metros cuando se presentó “un flujo de gas inesperado” en su interior; la empresa procedió al cierre del pozo y, conforme a protocolo, derivó el flujo hacia el quemador, “una medida de seguridad preventiva instalada para este fin”.
La secuencia oficial —gas inesperado, cierre del pozo, derivación al quemador, fuga en cabezal e incendio— coincide con el tipo de eventos previstos en el estudio de riesgo: pérdida de contención, fuga en componentes superficiales y liberación de hidrocarburos con potencial de incendio.
