La explosión de la refinería de Texas City ocurrió el 23 de marzo de 2005, cuando una nube de vapor de hidrocarburo inflamable se encendió y explotó violentamente en la unidad de proceso de isomerización de la refinería de petróleo de BP en Texas City, Texas , matando a 15 trabajadores, hiriendo a otros 180 y dañando gravemente la refinería. Todas las víctimas mortales eran contratistas que trabajaban en edificios temporales ubicados cerca de la unidad para apoyar las actividades de recuperación . Las pérdidas materiales fueron de 200 millones de dólares (312 millones de dólares en 2024). Si se incluyen los acuerdos (2.100 millones de dólares), los costos de las reparaciones, la producción diferida y las multas, la explosión es el accidente de refinería más costoso del mundo.
La causa directa de la explosión fue la ignición de una nube de vapor de hidrocarburos pesados que emanaba de líquidos de refinado que se desbordaban de la parte superior de una chimenea de purga . La fuente de ignición fue probablemente un motor de vehículo en marcha. La liberación de líquido siguió a la apertura automática de un conjunto de válvulas de alivio en una columna divisora de refinado causada por un llenado excesivo.
El desastre tuvo consecuencias generalizadas tanto para la empresa como para la industria en su conjunto. La explosión fue la primera de una serie de accidentes (que culminaron en el derrame de petróleo de Deepwater Horizon ) que empañaron gravemente la reputación de BP, especialmente en los EE. UU. La refinería finalmente se vendió como resultado, junto con otros activos norteamericanos. Mientras tanto, la industria tomó medidas mediante la emisión de normas nuevas o actualizadas y una supervisión regulatoria más radical de las actividades de refinería.
Fondo
La refinería
La refinería fue establecida en 1933 por Pan American Refining Corporation . [1] Pan American se fusionó con Standard Oil de Indiana en 1954 para formar Amoco . [2] BP adquirió la refinería como parte de su fusión con Amoco en 1999. [3] A enero de 2005, era la segunda refinería de petróleo más grande de 23 en Texas (detrás de Baytown Refinery ), y la cuarta en general de 142 en los Estados Unidos en términos de capacidad operativa, que era de 475.000 barriles (75.500 m 3 ) por día de flujo . [4] [a] En el momento del accidente era una de las tres refinerías en Texas City, las otras dos pertenecían a Marathon Petroleum y Valero Energy . [1] [4] La refinería también era una de las cinco refinerías de BP en los EE. UU. y la más grande de BP en todo el mundo. Podía producir alrededor de 10 millones de galones (38 millones de litros) de gasolina por día, o aproximadamente el 2,5% del volumen total vendido en los Estados Unidos. También producía combustibles para aviones , combustibles diésel , así como materias primas químicas. Su sitio de 1200 acres (490 ha) estaba cubierto por 29 unidades de refinación de petróleo y cuatro unidades químicas. Empleaba a unos 1800 trabajadores de BP. En el momento del accidente, unos 800 contratistas estaban en el lugar para apoyar las obras de recuperación . [6]
En el momento de la fusión en 1999, la planta estaba perdiendo dinero, [7] pero BP tuvo un gran éxito en cambiar la situación. De hecho, el complejo había tenido un rendimiento récord en 2004, con más de 1.000 millones de dólares en ganancias, "más que cualquier otra refinería en el sistema de BP", en palabras del líder de la unidad de negocios y gerente del complejo, Don Parus. [8] A principios de 2005, la refinería estaba obteniendo ganancias de alrededor de 100 millones de dólares mensuales. [9]
Registro de seguridad y mantenimiento
Desde 1974, se han producido 23 muertes en 20 accidentes separados en la refinería. Tres de ellos ocurrieron en 2004, el año anterior a la explosión. Casi la mitad de estas muertes se debieron a incendios o explosiones posteriores a liberaciones de fluidos de proceso. [10] Una explosión muy grave afectó al complejo en julio de 1979, cuando se liberaron hidrocarburos a 265 psi (1.830 kPa ) de un codo de 12 pulgadas (30 cm) defectuoso en el sistema de condensación superior del despropanizador de la unidad de alquilación de ácido sulfúrico . Se descargaron más de 4.000 galones estadounidenses (15 m 3 ) de líquidos. Se formó una gran nube de vapor que viajó a favor del viento unos 640 pies (200 m) hasta la unidad de craqueo catalítico de fluidos (FCC) , donde se produjo la ignición. Un edificio de control, la unidad de alquilación, la unidad de FCC y la caldera de monóxido de carbono sufrieron graves daños. Se rompieron ventanas a una distancia de hasta 2,4 km. Aunque no hubo víctimas mortales, las pérdidas materiales fueron muy significativas (24 millones de dólares, o 101 millones de dólares en 2024). [11] [12] En marzo de 2004 se produjo otra gran explosión. Aunque nadie resultó herido, BP evacuó temporalmente la refinería. La policía cerró los caminos de acceso y pidió a los residentes que no salieran de sus casas. [13]
La planta había estado mal mantenida durante varios años. [14] A principios de los años 1990, Amoco y más tarde BP realizaron recortes presupuestarios sustanciales, que afectaron especialmente a los gastos de mantenimiento. De hecho, inmediatamente después de la fusión, BP ordenó una reducción del 25% en los costos operativos, que se logró en parte con un menor gasto en mantenimiento y capacitación y una reducción del personal de seguridad. [15] [16]
En 2002, BP contrató a la consultora AT Kearney para comprender "los hechos históricos que han llevado al deterioro del rendimiento de la refinería de Texas City". El informe [17] relacionó las reducciones significativas en el gasto con el deterioro de la integridad y confiabilidad de la refinería. [18] Una auditoría interna de BP realizada en 2003 encontró que una "mentalidad de chequera", la culpa y la cultura del estatus erosionaron la HSE , así como el rendimiento general; la condición de los activos y la infraestructura era mala; la administración no había creado planes de acción significativos; y que no había suficientes recursos. [19] Una auditoría similar en 2004 encontró fallas en todos los elementos de la gestión de seguridad de procesos . [20] Otro informe de auditoría externa fue elaborado por la consultora Telos en enero de 2005. [21] [22] Identificó numerosos problemas de seguridad, incluyendo "alarmas rotas, tuberías delgadas, trozos de hormigón cayendo, pernos cayendo, cigarrillos cayendo 60 pies (18 m) y personal abrumado por humos". El coautor del informe afirmó: "Nunca hemos visto un sitio donde la noción 'podría morir hoy' fuera tan real". [23] El informe también afirmó: "La mayoría de los entrevistados dicen que la producción y el cumplimiento del presupuesto se reconocen y recompensan antes que cualquier otra cosa", [24] "La mayoría de los entrevistados a nivel de producción dicen que la presión por la producción, la presión del tiempo y la falta de personal son las principales causas de accidentes en Texas City" [25] y que
En Texas City existe un grado excepcional de temor a incidentes catastróficos. La gente habló o escribió extensamente sobre los graves peligros que existen en las unidades operativas de CUI , el amianto abandonado , los problemas de integridad de las tuberías, las bombas y piezas de repuesto inadecuadas y otros equipos y peligros operativos. De estos, el de la integridad de las tuberías se repitió una y otra vez. Incluso en los lugares donde se han hecho inversiones recientes en la integridad de las tuberías, la gente informó que a menudo no podían apagar la unidad para reemplazar la tubería que habían fabricado. La tolerancia a este tipo de riesgos "distraía" a la gente de las prácticas seguras de rutina a nivel de tareas o los hacía sentir escépticos sobre el compromiso con la seguridad en la planta. [26]
Algunos informes clave sobre las preocupantes condiciones de la refinería llegaron a la junta directiva de la empresa. [27] A principios de marzo de 2005, pocas semanas antes de la explosión, un correo electrónico interno advertía: "Realmente creo que estamos al borde de que suceda algo más grande y que debemos tomar algunas decisiones críticas [...] para lograr que la fuerza laboral preste atención a la seguridad". [28] La rotación de personal había sido alta en los años previos a la explosión, y el complejo había tenido cinco gerentes en los seis años desde la fusión, [29] con el resultado de que los empleados tenían la impresión de que cualquier nueva iniciativa no duraría y que los esfuerzos se centraban en las ganancias a corto plazo en lugar de la sostenibilidad a largo plazo. [30] El complejo todavía utilizaba en gran medida los procesos de gestión de seguridad de Amoco anteriores a la fusión. [31]
La planta ISOM
Reacción de isomerización típica
La planta de isomerización (ISOM) en el sitio fue diseñada para la conversión de hidrocarburos de bajo octanaje, a través de varios procesos químicos, en hidrocarburos con índices de octano más altos que luego podrían mezclarse en gasolina sin plomo . Esto se logra convirtiendo moléculas de hidrocarburos de cadena lineal en ramificadas. [32] La alimentación principal de la unidad era una mezcla de n -pentano y n -hexano , siendo el isopentano y el isohexano el producto principal. [33] La planta constaba de un sistema de desulfurización , un reactor de isomerización Penex , una unidad de recuperación de vapor y reciclaje de líquido y un divisor de refinado . [34]
El separador en forma de torre de 50 m de altura, una columna de destilación , se utilizó para separar los componentes de hidrocarburos más ligeros de la parte superior de la torre (principalmente pentano y hexano), que se condensaron y luego se bombearon a un tanque de almacenamiento de refinado ligero, mientras que los componentes más pesados (principalmente C7 y C8 ) se recuperaron más abajo en el separador y luego se bombearon a un tanque de almacenamiento de refinado pesado. La unidad tenía una capacidad operativa de 45.000 barriles (7.200 m 3 ) por día. [31]
Los vapores y líquidos de hidrocarburos sobrantes de los conductos de ventilación y de alivio se enviaban al recipiente F-20, una chimenea de purga . Este fue diseñado para dispersar los vapores desde la parte superior y transportar los líquidos a través de un cuello de cisne hacia la red de alcantarillado cerrada de la planta. [b] Era un tambor vertical de 10 pies (3,0 m) de diámetro con un tubo de humos vertical de 113 pies (34 m). El F-20 se puso en servicio en la década de 1950 y había sufrido varias modificaciones a lo largo de los años. [31]
Reubicación de unidades y uso de edificios portátiles
Disposición de la unidad ISOM y los remolques adyacentes
El 21 de febrero de 2005 se habían iniciado las obras de reparación del separador de refinado. Al mismo tiempo, se estaban llevando a cabo dos actividades de mantenimiento en la unidad de ultracraqueo (UCU) adyacente y en la unidad de recuperación de aromáticos (ARU). A menudo se instalaban edificios portátiles y remolques para utilizarlos como oficinas durante la construcción y el mantenimiento. [36] En 2004, había 122 remolques en la refinería con una ocupación estimada de 800 personas. BP permitió que se colocaran remolques cerca de las unidades de proceso basándose en los resultados de un proceso de selección. [37]
En 1995 se había creado un informe de análisis de ubicación temporal de todo el sitio [38] en la instalación que establecía una disposición aceptable de remolques y otras estructuras temporales con respecto a las instalaciones de procesos peligrosos cercanas. El informe fue revalidado en 2002, todavía basado en los estándares de Amoco, aunque habían pasado más de tres años desde la fusión BP-Amoco. A su vez, el Libro de trabajo de selección de ubicación de instalaciones de Amoco se basó en la Práctica recomendada 752 del Instituto Americano del Petróleo . [39] [40] [c] El siguiente análisis de ubicación debía realizarse en 2007 y, por lo tanto, cualquier cambio de ubicación antes de esa fecha tendría que estar bajo el proceso de gestión de cambios (MOC). A fines de 2004 se hicieron planes para acomodar a los contratistas que debían trabajar en la UCU en 2005 en nueve remolques simples y un remolque de doble ancho inmediatamente al oeste de la unidad de proceso ISOM. El equipo que llevó a cabo la evaluación de la MOC para la colocación del remolque de doble ancho identificó que la estructura estaría a menos de 350 pies (110 m) de la planta de ISOM, una distancia por debajo de la cual se debía realizar un análisis de riesgos específico de acuerdo con las disposiciones del Manual de trabajo de Amoco . Sin embargo, este equipo carecía de la experiencia necesaria para completar la evaluación de riesgos. La introducción de los nueve remolques individuales en la imagen no se evaluó en una MOC. Además, contrariamente al procedimiento, las recomendaciones emitidas en el análisis del cambio que implicaba la colocación del remolque de doble ancho todavía estaban pendientes cuando los remolques fueron ocupados en noviembre de 2004. [43]
Circunstancias del accidente
Esquema del proceso del divisor ISOM y la chimenea de purga
Madrugada
El proceso de puesta en marcha comenzó con el operador principal del turno de noche el 23 de marzo, quien llevó a cabo el llenado inicial de la torre divisora. Debido a que las puestas en marcha de la planta son especialmente propensas a situaciones inesperadas, la práctica operativa requiere la aplicación de un procedimiento de revisión de seguridad previa a la puesta en marcha (PSSR) controlado y aprobado. BP tenía uno, pero no se adoptó en este caso. [44] El transmisor de nivel de control de proceso fue diseñado para indicar el nivel de refinado dentro de un tramo de 5 pies (1,5 m) desde el fondo de la torre divisora hasta un nivel de 9 pies (2,7 m). Una alarma de nivel alto dependiente de este transmisor sonó como estaba previsto a las 3:09 am, cuando se alcanzó un nivel de 7,6 pies (2,3 m) desde el fondo. Sin embargo, durante la puesta en marcha era común ignorar esta alarma y llenar hasta un nivel del 99% (como lo indica el transmisor) para evitar daños al horno que calienta el fondo del divisor. Sin que los operadores lo supieran, el transmisor de nivel de control de proceso, que se utilizó para monitorear el nivel en el divisor durante toda la operación de arranque, no estaba calibrado y sus lecturas no eran confiables. Una alarma de nivel independiente activada por un interruptor de nivel alto también debería haber sonado a 7,9 pies (2,4 m), pero no lo hizo. A las 5:00 am, el operador principal en la sala de control satelital ISOM informó a la sala de control central y se fue a casa temprano. A las 6:00 am, el operador de la junta del turno de día (operador de la sala de control central) llegó y comenzó su trigésimo día consecutivo en un turno de 12 horas. En ese momento, se creía que el nivel todavía estaba por debajo de la marca de 9 pies, pero ya estaba en 13 pies (4,0 m). [45] [46] [47]
A las 7:15 am, más de una hora tarde del inicio de su turno (6:00 am), uno de los dos supervisores del turno diurno ("A") llegó a la sala de control central. Debido a su tardanza, no pudo realizar el traspaso requerido con el turno de noche. Durante la reunión de la mañana del 23 de marzo, se discutió que los tanques de almacenamiento de refinado pesado estaban casi llenos y, por lo tanto, se le dijo a un segundo supervisor del turno diurno ("B") que el procedimiento de puesta en marcha no debía continuar, pero esta información no se transmitió. Por lo tanto, el procedimiento de puesta en marcha se reanudó justo antes de las 9:30 am bajo instrucciones del supervisor del turno diurno A. La válvula de control de nivel del divisor en el tanque de almacenamiento pesado se colocó en modo manual (en lugar de tener su apertura regulada por el transmisor de nivel) y se fijó en 4.300 bpd . Sin embargo, el transmisor de flujo en esta línea estaba en error y la válvula en realidad se había cerrado. Esto, junto con el mal funcionamiento de todos los instrumentos de la torre divisora, permitió que el nivel de líquido en la torre aumentara sin que nadie lo notara y provocó que los operadores perdieran toda conciencia de la situación . [16] El proceso de circulación se reinició justo antes de las 10 am y se introdujo nuevamente refinado en la torre, aunque el nivel ya era demasiado alto. Dado que la válvula de control de nivel estaba cerrada y, por lo tanto, no había circulación fuera de la torre (es decir, no se transfería refinado pesado al tanque de almacenamiento), la torre divisora inevitablemente comenzó a llenarse. El transmisor de nivel defectuoso continuó mostrando el nivel a menos del 100% y, dado que el visor externo estaba opaco, no fue posible realizar una verificación visual para verificar el nivel en la torre divisora. El supervisor del turno de día A, el más experimentado de los dos, se fue a las 10:50 am debido a una emergencia familiar. Contrariamente a las reglas de operación, no quedó ningún supervisor en la sala de control central. Un solo operador de placa, sin supervisión y muy cansado, quedó ahora encargado de supervisar el ISOM y otras dos unidades durante un procedimiento de arranque crítico. [45] [48] [49] [d]
Mañana tarde
A las 9:55 se habían encendido dos quemadores del horno para precalentar el refinado que entraba en la torre y para calentar el refinado en el fondo de la torre. A las 11:16 se encendieron dos más. La temperatura requerida para el flujo de retorno del recalentador de la torre era de 135 °C (275 °F) con un aumento de velocidad de 10 °C (18 °F) por hora, pero no se siguió este procedimiento: durante el arranque, la temperatura del flujo de retorno alcanzó los 153 °C (307 °F) a una velocidad de 23 °C (41 °F) por hora. El transmisor de nivel defectuoso seguía indicando erróneamente una condición de nivel seguro en curso en la torre. Sin embargo, todavía no había flujo de refinado pesado desde la torre divisora al tanque de almacenamiento, ya que la válvula de control de nivel permanecía cerrada; en lugar de que el nivel de hidrocarburo líquido estuviera a 8,65 pies (2,64 m), es decir, el 93% del rango del instrumento, como se indica, en realidad había alcanzado los 67 pies (20 m). Justo antes del mediodía, con el aumento de la temperatura en la torre, el nivel real del fluido había subido a 98 pies (30 m). La presión comenzó a acumularse en el sistema a medida que los vapores de hidrocarburos y el nitrógeno que quedaban en la torre y las tuberías asociadas desde que se había vuelto a poner en servicio se comprimían con el aumento del volumen de refinado. El equipo de operaciones pensó que el aumento de presión era el resultado del sobrecalentamiento en las partes inferiores de la torre, ya que se trataba de un problema conocido durante el arranque, por lo que se liberó la presión. [51] [52]
Explosión
A las 12:42, los hornos se habían apagado y finalmente se abrió la válvula de control de nivel, drenando el refinado pesado de la torre divisora. El gas que alimentaba el horno se cortó, pero no la alimentación de refinado a la torre divisora. Los operadores creyeron en la lectura del transmisor de nivel, que ahora había bajado al 78% (7,9 pies [2,4 m]), pero el nivel de líquido en la torre divisora de 170 pies (52 m) de altura había alcanzado ahora los 158 pies (48 m). [53]
La liberación de líquido de la chimenea de purga a través de las válvulas de alivio de presión abiertas.
Aunque la apertura del flujo de refinado pesado debería haber disminuido el nivel en la columna, el hecho de que este flujo caliente se usara para precalentar la alimentación significó que la temperatura dentro del divisor aumentó drásticamente, lo que llevó a un aumento significativo en la vaporización y al levantamiento de un trozo de líquido sobre la parte superior de la columna hacia la línea superior. [54] A la 1:13 pm, la carga hidrostática de este líquido había aumentado a más de 42 psi (290 kPa ). [55] Esto fue suficiente para abrir las válvulas de alivio . [54] Con las válvulas de alivio completamente abiertas, más de 51,900 galones estadounidenses (196 m 3 ) de refinado calentado pasaron directamente al cabezal de recolección durante un período de 6 minutos antes de que las válvulas se cerraran, ya que la presión dentro de la tubería superior del divisor cayó por debajo de su punto de ajuste de cierre mínimo (37.2 psi (256 kPa) por encima de la presión atmosférica). [56] El refinado caliente fluyó hacia el tambor de purga y la chimenea y, a medida que se llenaba, parte del fluido comenzó a fluir hacia el sistema de alcantarillado de la unidad ISOM a través de una tubería de 6 pulgadas (15 cm) en la base del tambor de purga. A medida que el tambor de purga y la chimenea se llenaban, el refinado caliente salió disparado de la parte superior de la chimenea y se elevó al aire, formando un "géiser" de 20 pies (6 m). [57] El equivalente a un camión cisterna casi lleno de refinado cayó sobre el suelo, se deslizó por el costado del tambor de purga y la chimenea y se acumuló en la base de la unidad. [58] Se recibió una llamada por radio en la sala de control informando de que los hidrocarburos calientes se estaban desbordando de la chimenea. [57] La alarma de evacuación de la planta no sonó, un hecho que impidió que las personas que se encontraban en las inmediaciones evacuaran antes de que se produjera la ignición. [59] [60]
Restos carbonizados de la camioneta diésel que encendió los vapores inflamables
Una camioneta diésel, con el motor en ralentí, estaba estacionada a unos 25 pies (8 m) de la chimenea de purga . La nube de vapor alcanzó el vehículo y los vapores de hidrocarburos fueron aspirados hacia la entrada de aire del motor, lo que provocó que el motor se acelerara . Los trabajadores cercanos intentaron frenéticamente apagar el motor, sin éxito. La nube de vapor en expansión obligó a los trabajadores que estaban tratando de apagar el motor del camión que funcionaba a exceso de velocidad a retirarse. La nube continuó extendiéndose por la planta de ISOM, por el estante de tuberías hacia el oeste y hacia el área de remolques sin obstáculos. No sonó ninguna alarma de emergencia y aproximadamente a la 1:20 p.m., la nube de vapor se encendió por un contrafuego, como observaron (los testigos cercanos) que se originó del motor del camión sobrecalentado. [61]
Remolques destruidos con la chimenea derribada al fondo
La congestión de los equipos y las tuberías contribuyó a acelerar el frente de llamas. Esto desencadenó una explosión masiva de nube de vapor que se escuchó a kilómetros de distancia. [62] La onda de presión de la explosión golpeó el grupo de remolques de contratistas ubicados a tan solo 121 pies (37 m) de la chimenea de purga, destruyéndolos por completo. La explosión hizo volar escombros, matando instantáneamente a 15 personas que manejaban los remolques más cercanos e hiriendo a otras 180. [e] Los trabajadores de los remolques sufrieron lesiones a una distancia de hasta 480 pies (150 m) del tambor de purga, y algunos remolques sufrieron graves daños a una distancia de hasta 600 pies (180 m). Más de 40 remolques resultaron dañados. [41] [64] Todas las víctimas mortales y muchos de los heridos en el accidente eran contratistas. [65] Cincuenta tanques de almacenamiento sufrieron daños estructurales, aunque la parte más grande del parque de tanques estaba a más de 250 pies (76 m) de la explosión. [66] Más de 2.750 libras (1.250 kg) de benceno se escaparon de uno de los tanques dañados. [67] [68]
Un área estimada en 200.000 pies cuadrados (19.000 m2 ) de la refinería fue gravemente quemada por el incendio que siguió a la violenta explosión, dañando equipos de refinería valorados en millones de dólares. [69] La onda de presión fue tan poderosa que hizo estallar ventanas fuera del sitio hasta tres cuartos de milla (1,2 km) de distancia. [67]
Respuesta de emergencia
Operaciones de extinción de incendios
El equipo de respuesta a emergencias del lugar intervino de inmediato y montó una operación de búsqueda y rescate . [70] Se emitió una orden de refugio en el lugar para 43.000 personas. [33] La ayuda mutua proporcionada por IMAS (Texas City Industrial Mutual Aid System) y los recursos de Memorial Hermann Life Flight se movilizaron a la 1:45 p. m. [67] [70] [ 71] El suministro al divisor de refinado no se cortó, pero se detuvo a las 2:45 p. m. cuando se fue la energía eléctrica. Los incendios fueron controlados por 150 a 200 bomberos después de dos horas. Las ambulancias y Life Flight se retiraron a las 4:44 p. m. El último cuerpo fue encontrado bajo un montón de escombros alrededor de las 11:00 p. m. [70] [72]
Informes de investigación
Los expertos internos de BP, así como varias autoridades y comités, investigaron la explosión en relación con los aspectos técnicos, organizativos y de cultura de seguridad . Las investigaciones internas de BP incluyeron un panel (la investigación Mogford, por el nombre del investigador principal) encargado de reconstruir la cadena causal del accidente y realizar un análisis detallado de la causa raíz , [73] y otros dos equipos (las investigaciones Bonse y Stanley) que se mantuvieron centrados en los factores culturales y procedimentales subyacentes, así como en las responsabilidades gerenciales. [74] [75] BP encargó a un panel independiente de alto perfil (el panel Baker ) por recomendación urgente de la Junta de Seguridad Química de los Estados Unidos (CSB), que examinara las cuestiones de gestión y cultura de seguridad. La CSB llevó a cabo su propia investigación detallada y extensa, centrada tanto en los aspectos técnicos como en los procedimentales. [76] [77]
Los diferentes paneles e investigaciones encontraron fallas organizacionales que incluían recortes de costos corporativos, falta de inversión en la infraestructura de la planta, falta de supervisión corporativa tanto en la cultura de seguridad como en los programas de prevención de accidentes mayores, un enfoque en la seguridad ocupacional en lugar de la seguridad de procesos , una gestión defectuosa del proceso de cambio (que permitió la ubicación de los remolques de los contratistas demasiado cerca de la unidad de proceso ISOM), la capacitación inadecuada de los operadores, una falta de supervisión competente para las operaciones de puesta en marcha, una comunicación deficiente entre individuos y departamentos y el uso de procedimientos de trabajo obsoletos e ineficaces que a menudo no se seguían. Las fallas técnicas incluían el uso de un tambor de purga que no tenía un tamaño suficiente y estaba obsoleto, una falta de mantenimiento preventivo en los sistemas críticos para la seguridad y alarmas y sensores de nivel inoperantes en la unidad de proceso ISOM. [78]
Investigaciones internas de BP
Informe de Mogford
Un equipo de expertos dirigido por John Mogford, vicepresidente senior de seguridad y operaciones del Grupo BP, examinó los aspectos técnicos de la explosión y sugirió medidas correctivas. El 12 de mayo de 2005 se emitió un informe provisional. [79] En reacción al informe, Scott Berger, director del Centro de Seguridad de Procesos Químicos (CCPS) del Instituto Americano de Ingenieros Químicos (AIChE), expresó su sorpresa por el énfasis que el informe ponía en la responsabilidad individual de los operadores y supervisores de la planta. [80]
El 9 de diciembre de 2005, BP publicó la revisión final del informe Mogford. [73] En él se identificaban cuatro factores críticos sin los cuales la explosión no habría ocurrido o habría tenido un impacto menor: "pérdida de contención; procedimientos de puesta en marcha del separador de refinado y aplicación de conocimientos y habilidades; control del trabajo y ubicación de los remolques; y diseño e ingeniería de la chimenea de purga". [81] Además, se identificaron cinco cuestiones culturales subyacentes críticas: [82]
"Contexto empresarial", que incluía un entorno de trabajo que se resistía al cambio y en el que predominaban la falta de motivación, confianza y sentido de propósito, junto con expectativas poco claras sobre la gestión y la supervisión.
“La seguridad como prioridad”, en que la dirección no le dio a la seguridad de los procesos la importancia necesaria dentro del negocio.
“Complejidad y capacidad organizacional”, en el sentido de falta de claridad en las responsabilidades y mala comunicación.
"Incapacidad para ver el riesgo" o tendencia a aceptar altos niveles de riesgo debido a una escasa conciencia del peligro.
“Falta de alerta temprana”, o incapacidad de reconocer y actuar sobre las señales que revelan el deterioro de la planta y los procedimientos.
Sin embargo, el informe final de Mogford no encontró evidencia de que alguien tomara decisiones o realizara acciones intencionalmente que pusieran a otros en riesgo. [82]
Informe de Stanley
La compañía también formó un equipo de expertos de BP y externos para realizar una revisión de auditoría de procesos y operaciones de la refinería. James W. Stanley, ex subdirector de la Administración de Seguridad y Salud Ocupacional (OSHA), fue el líder del equipo. La auditoría se centró en procesos y operaciones; gestión de incidentes, control del trabajo, evaluación de riesgos y evaluación de cumplimiento; gestión de empleados y contratistas ; y mantenimiento, confiabilidad e integridad. El informe de Stanley se emitió internamente el 15 de junio de 2005. Concluyó que sería necesario un cambio significativo de desempeño y comportamiento por parte de la alta gerencia y la gerencia extendida, a pesar de que estaban disponibles procedimientos y procesos bien diseñados y documentados y la fuerza laboral era generalmente capaz de un buen desempeño. [83] Entre los problemas que "impedían la ejecución exitosa de algunos procesos de trabajo clave", el equipo destacó: factores de liderazgo, incluida la falta de responsabilidad de las personas por la seguridad y la mentalidad de silo , entre otros problemas; conciencia de los riesgos, indicada por la complacencia y el incumplimiento repetido de las recomendaciones derivadas de accidentes anteriores; medidas para el control del trabajo, que se encontró que eran insuficientes y no se cumplían; condiciones laborales negativas, como lo demuestra la mala limpieza y el mantenimiento insuficiente de la planta; y una filosofía de gestión de contratistas que carece de valores de diversidad e inclusión. [84]
Informe de Bonse
Otro equipo interno estuvo dirigido por Wilhelm Bonse-Geuking [de] , quien era vicepresidente de BP Group en Europa. El equipo de Bonse investigó el nivel de cumplimiento por parte de los gerentes de planta con el marco de gestión y el código de conducta corporativo de BP. El informe final, que solo se hizo público después de que un tribunal lo ordenara el 3 de mayo de 2007, identificó numerosos fallos de gestión. [74] [85] [86] Además, señaló que las responsabilidades de gestión dentro de BP Group no estaban claras y que el mal estado del equipo de la planta y la insuficiencia de gastos en mantenimiento fueron factores que contribuyeron al accidente.
En resumen, la refinería de Texas City tenía una cultura de toma de riesgos junto con una incapacidad para comprender las implicaciones de seguridad de procesos de incidentes anteriores [...], una larga tradición de incumplimiento de procedimientos simples, el deseo de evitar conflictos dentro de su organización y una tendencia a colocar en roles clave a personas que carecían de la capacitación profesional adecuada. [87]
El informe identificó a cuatro ejecutivos que debían ser despedidos: Pat Gower, vicepresidente regional de refinación en EE. UU.; Mike Hoffman, vicepresidente de grupo de refinación y marketing en América del Norte; Don Parus, gerente del complejo de Texas City; y Willie Willis, supervisor de la planta de Texas City West. [86] Hasta la fecha de publicación del informe, ninguno había sido despedido. [9] [f]
Informe del panel de Baker
James A. Baker III
Después de la explosión de marzo, ocurrieron dos incidentes más graves de seguridad de procesos en la planta:
El 28 de julio de 2005, se rompió una tubería del intercambiador de calor de gas hidrógeno de la unidad de hidrotratamiento de residuos , lo que provocó una liberación de hidrógeno que desató un gran incendio . Los incendios duraron unas dos horas. Una persona sufrió heridas leves y los daños materiales ascendieron a 30 millones de dólares. La Junta de Seguridad Química determinó que un contratista había cambiado accidentalmente un codo de acero de baja aleación por un codo de tubería de acero al carbono durante el mantenimiento, lo que provocó un modo de fallo conocido como ataque de hidrógeno a alta temperatura (HTHA). La CSB determinó que BP debería haber exigido una verificación positiva de los materiales mediante un dispositivo de prueba de fluorescencia de rayos X y haber mantenido o exigido que el contratista mantuviera la identificación de los materiales mediante etiquetas para evitar la colocación incorrecta de los componentes al volver a montar el equipo. [91] [92] [93]
El 10 de agosto de 2005, un hidrotratador de gasóleo sufrió una fuga causada por corrosión y sulfuración a alta temperatura , lo que resultó en la liberación de gases tóxicos, incluidos monóxido de carbono (CO), sulfuro de hidrógeno (H 2 S) y dióxido de azufre (SO 2 ), así como vapores de hidrocarburos inflamables. [94] [95] Los daños materiales fueron de alrededor de 2 millones de dólares. [96]
El Panel Baker se diferenciaba de las investigaciones de BP y de la CSB en que no se le encomendó realizar una investigación de causa raíz. Su alcance era más amplio, se centraba en la supervisión de la seguridad corporativa de BP, la cultura de seguridad corporativa y sus sistemas de gestión de la seguridad de los procesos , e incluía las cinco refinerías de BP en los Estados Unidos. [101]
El informe del Panel Baker se publicó el 16 de enero de 2007. [76] [102] [103] En él se citaba una cultura de seguridad débil impulsada por un liderazgo deficiente en materia de seguridad de procesos y un bajo empoderamiento de los empleados como causas subyacentes de los accidentes que asolaban la refinería. También se destacaba que, a pesar del sistema integral de gestión de la seguridad de BP , este no se aplicaba lo suficiente en sus refinerías. También se mostraba que el enfoque de BP a la hora de medir su desempeño en materia de seguridad se basaba abrumadoramente en indicadores de seguridad ocupacional en detrimento del control del desempeño en materia de seguridad de procesos. [104] [105] Además, se destacaba que la fatiga de los trabajadores y un sistema que fomentaba las horas extraordinarias tenían efectos perjudiciales para la operación segura de la planta, [106] y que la empresa no había abordado las deficiencias derivadas de incidentes conocidos, evaluaciones de riesgos y auditorías. [107] También se consideraba que la aplicación de buenas prácticas de ingeniería era deficiente. [108]
Además, el panel entrevistó a varios empleados, gerentes y contratistas en las cinco refinerías de BP en Estados Unidos. [109] También crearon y administraron a las refinerías una encuesta sobre la cultura de seguridad de procesos. [110] Llegaron a la conclusión de que las plantas de Toledo y Texas City tenían la peor cultura de seguridad de procesos, mientras que la refinería Cherry Point , ubicada en Birch Bay, Washington , tenía la mejor cultura de seguridad de procesos. Los resultados de la encuesta también mostraron que los gerentes y los trabajadores de cuello blanco generalmente tenían una visión más positiva de la cultura de seguridad de procesos en sus plantas en comparación con el punto de vista de los operadores de cuello azul y los técnicos de mantenimiento. [111]
El informe formuló 10 recomendaciones sobre diversos aspectos de la seguridad de procesos (liderazgo; sistema de gestión; competencia; cultura; expectativas y responsabilidad; indicadores de desempeño líderes y rezagados ; y auditoría), así como sobre el apoyo a la gestión de línea y la gestión industrial. [112]
Informe de la CSB
Animación en video del accidente de la CSB de 2020
Dada la magnitud del desastre, la Junta de Seguridad Química examinó tanto la gestión de la seguridad en la refinería de Texas City como el papel del Grupo BP, así como el papel de la OSHA como organismo regulador. El equipo de investigación de la CSB estuvo en el lugar 48 horas después del accidente. Unos 13 investigadores de la CSB permanecieron en el lugar durante tres meses. Para su investigación, la CSB utilizó un presupuesto de 2,5 millones de dólares y revisó más de 30.000 documentos, entrevistó a 370 testigos y realizó modelos y pruebas por ordenador. Los resultados de la investigación de la agencia se publicaron el 20 de marzo de 2007 en un informe de 341 páginas, [77] el más extenso realizado hasta ese momento por la agencia, que entonces tenía nueve años de existencia. Las conclusiones del informe se presentaron el mismo día en una reunión pública en Texas City. [113] [114] [115]
Deficiencias de diseño
Diagrama de la chimenea de purga de la planta ISOM en la refinería de Texas City de BPUna antorcha, una solución inherentemente más segura para desechar el exceso de gas inflamable
Una de las conclusiones clave de la CSB fue que el sistema de purga utilizado en la unidad ISOM era anticuado y totalmente inadecuado, ya que estaba ubicado en medio de la planta y era propenso a arrojar vapores pesados no encendidos hacia áreas normalmente ocupadas por personal. [116] La CSB determinó que BP no había tenido en cuenta ni implementado múltiples advertencias y recomendaciones de seguridad realizadas antes de la explosión con respecto al sistema de purga ISOM. Entre ellas se encontraban: [117]
En 1991, el departamento de planificación de refinación de Amoco propuso eliminar los sistemas de purga que ventilaban a la atmósfera, pero la financiación para este plan no se incluyó en el presupuesto.
En 1992, la OSHA emitió una citación a Amoco por el diseño inseguro de un sistema de purga similar en otra parte de la refinería. Sin embargo, Amoco logró persuadir a la OSHA para que retirara esta citación basándose en los requisitos menos estrictos de la Práctica recomendada 521 del API . [118]
En 1993, el "Proyecto Amoco Regulatory Cluster" propuso eliminar los sistemas de purga atmosférica, pero nuevamente, la financiación no fue aprobada.
A pesar de la "Norma de seguridad de procesos N.° 6" de Amoco, que prohibía nuevos sistemas de purga atmosférica y exigía la eliminación progresiva de los existentes, en 1997 Amoco reemplazó el tambor de purga/chimenea de ventilación de la década de 1950 que servía a la torre divisora de refinado por un sistema idéntico, en lugar de actualizarlo a alternativas recomendadas que eran más seguras.
También en 2002, el "Proyecto Clean Streams" de BP propuso convertir el tambor de purga en un tanque de eliminación de gases de combustión y encaminar los vertidos hacia una antorcha. Cuando se descubrió que no se había completado un estudio de alivio necesario del sistema ISOM debido a limitaciones presupuestarias, Clean Streams decidió no seguir adelante con esa opción.
Entre 1994 y 2004, se produjeron al menos ocho casos similares en los que se emitieron vapores inflamables a través del tambor de purga/chimenea de ventilación del ISOM, de los cuales dos provocaron un incendio. Sin embargo, no se tomó ninguna medida correctiva. [119] Además, el tambor de purga no estaba diseñado para hacer frente a un sobrellenado del recipiente. Esto no fue necesariamente atribuible a Amoco o BP, sino más bien a una falta de orientación en la Práctica recomendada 521 del API. [118] [120] [g]
Otros problemas de diseño incluyeron:
El alcance de los instrumentos de nivel remoto en el divisor era demasiado estrecho e inadecuado para las operaciones de arranque. [126]
Además, faltaban por completo medios redundantes para evaluar el nivel de líquido para el arranque seguro de una columna de destilación, como por ejemplo un transmisor de presión de fondo. [127]
Los sistemas instrumentados dependían decisivamente de la intervención manual del operador en lugar de la acción automática. Como consecuencia, no había una parada automática del proceso cuando el nivel de líquido en el divisor alcanzaba un nivel alto asignado. [128]
La interfaz hombre-máquina utilizada en las salas de control estaba mal diseñada, ya que no mostraba los flujos entrantes y salientes del divisor en la misma pantalla, ni calculaba el líquido total en la torre. [129] [h]
Integridad de la planta
Varios elementos, la mayoría de los cuales son críticos para la seguridad, no estaban operativos y contribuyeron a la cadena de eventos. En particular, ninguna de las cuatro lecturas de nivel y alarmas disponibles en el divisor funcionaba. Los instrumentos afectados fueron el transmisor de nivel de tipo desplazador del sistema de control de procesos, los dos interruptores independientes de nivel alto y bajo (aunque el de nivel bajo no jugó ningún papel en el accidente) y el visor de nivel en la parte inferior de la torre del divisor, [130] así como el transmisor de flujo que lee el caudal de refinado pesado. [131]
Las condiciones mecánicas de la torre divisora se habían deteriorado, por lo que en 2004 se redujo el punto de ajuste de las válvulas de alivio de presión de 70 psi (480 kPa) a aproximadamente 40 psi (280 kPa). Si no se hubiera implementado este cambio, las válvulas no se habrían abierto el día del accidente y la explosión no se habría producido, porque la carga estática sobre ellas no habría alcanzado el punto de ajuste de la válvula. [132] [133]
Cuestiones de gestión sistémica y cultura de seguridad
El CSB concluyó que las deficiencias organizativas y de seguridad en todos los niveles de la organización de BP contribuyeron a la explosión de la refinería, como los recortes de costos y de gastos en el área de seguridad, aunque una gran parte de la infraestructura de la refinería y el equipo de proceso estaban en malas condiciones. Además, el comité dijo que BP había recortado el presupuesto para capacitación y reducido el personal.
Carolyn W. Merritt, presidenta y directora ejecutiva de la CSB, afirmó que las conclusiones sobre la cultura de seguridad de BP eran similares a las del Panel Baker [58] y que "la combinación de recortes de costos, presiones de producción y falta de inversiones causó un deterioro progresivo de la seguridad en la refinería". Señaló que, a partir de 2002, BP encargó varios estudios a través de los cuales se percató de graves problemas de seguridad, incluidos un mantenimiento y una formación insuficientes. Merritt destacó que los estudios se compartieron con los principales ejecutivos de Londres, pero la respuesta de BP fue inadecuada, ya que la pequeña inversión realizada no abordó los problemas reales de Texas City. De hecho, los ejecutivos de BP desafiaron a sus refinerías a recortar otro 25% de sus presupuestos para 2005. Además, las mejoras de seguridad entre 2002 y 2005 se centraron "en gran medida en la seguridad personal, como resbalones, tropiezos, caídas y accidentes de vehículos, en lugar de en mejorar el rendimiento de la seguridad", según el investigador supervisor Don Holmstrom. [103] [yo]
Necesidad de estándares industriales actualizados
La CSB también emitió una recomendación para que el Instituto Americano del Petróleo (API) y los Trabajadores del Acero Unidos (USW, el sindicato que representa a los trabajadores de las refinerías) trabajaran juntos para desarrollar una guía para comprender, reconocer y tratar la fatiga durante el trabajo por turnos, así como para crear indicadores de desempeño específicos para la seguridad de procesos en las industrias de refinación y petroquímica, [135] ya que medir la seguridad basándose puramente en indicadores eminentemente ocupacionales como los incidentes con tiempo perdido se consideraba insuficiente en el contexto de la prevención de accidentes graves en los procesos. [136] Otras recomendaciones dirigidas al API fueron actualizar la Práctica Recomendada 752 para incluir pautas sobre la colocación segura de remolques y edificios temporales en plantas de proceso; [137] y actualizar la Guía de Prácticas Recomendadas 521 para Sistemas de Alivio y Despresurización de Presión [138] para identificar el sobrellenado de los recipientes como un riesgo potencial para la evaluación, para ordenar el dimensionamiento de los tambores de eliminación para escenarios creíbles de alivio de líquidos en el peor de los casos, para advertir contra el uso de tambores y chimeneas de purga atmosférica conectados a sistemas de tuberías que reciben descargas inflamables de múltiples válvulas de alivio, y para instar al uso de alternativas inherentemente más seguras apropiadas , como un sistema de antorcha. [139]
La CSB consideró que la fusión Amoco-BP había afectado negativamente la capacidad de la organización para hacer frente a los riesgos de los procesos, porque se produjeron cambios organizativos sin que se evaluaran sus consecuencias sobre la seguridad. Por lo tanto, la Junta recomendó a la OSHA que su reglamento sobre la gestión de la seguridad de los procesos de productos químicos altamente peligrosos , [140] promulgado en 1992 y habitualmente denominado Gestión de la seguridad de los procesos (PSM), [141] debería incluir un requisito para la gestión de los cambios organizativos, además de las normas existentes sobre cambios de equipos y procedimientos. [142] Se dirigió una recomendación complementaria al Centro para la seguridad de los procesos químicos, con el fin de elaborar directrices sobre cómo realizar la gestión organizativa de las revisiones de los cambios. [143]
Falta de supervisión regulatoria
En los Estados Unidos, la reglamentación PSM [140] es la pieza clave de la legislación que respalda la operación segura de una instalación de procesamiento que maneja materiales peligrosos, como la refinería de Texas City (y, de hecho, cualquier refinería o planta química de gran tamaño). OSHA es la agencia que hace cumplir la reglamentación. Sin embargo, la CSB encontró que OSHA, como autoridad supervisora, no había llevado a cabo las inspecciones planificadas de la refinería y no había hecho cumplir las reglas de seguridad, aunque había muchas señales de advertencia. La CSB también encontró que solo un número limitado de inspectores de OSHA recibió la capacitación especializada y la experiencia necesarias para investigaciones complejas en refinerías. [144] El informe también comparó negativamente los recursos disponibles de OSHA con los de otras agencias, como el Ejecutivo de Salud y Seguridad británico o los programas de materiales peligrosos del condado de Contra Costa, California , que estaban mucho más preparados a pesar de su menor alcance de supervisión. [145]
Los daños materiales causados por la explosión ascendieron a 200 millones de dólares (312 millones de dólares en 2024). [148] La explosión provocó el cierre de varias unidades de la refinería. En previsión del huracán Rita más tarde en 2005, se cerró toda la refinería. BP se centró entonces en reparar los daños causados por la explosión y el huracán. El reinicio de las unidades de proceso comenzó en marzo de 2006. [149] Los costes de las reparaciones y la producción diferida ascendieron a más de 1.000 millones de dólares. [150] BP se declaró culpable de delitos ambientales federales , por los que pagó 50 millones de dólares. [151] La empresa también pagó al menos unos 2.100 millones de dólares en acuerdos civiles. [150] Además, BP pagó 84,6 millones de dólares y 27 millones de dólares en multas al gobierno federal a petición de la OSHA y la EPA , respectivamente, [152] [153] [154] y una multa de 50 millones de dólares al gobierno de Texas por infracciones ambientales. [155] El desastre es el accidente de refinería más costoso del mundo. [156]
BP inició un plan de gestión de crisis sólo seis horas después de la explosión. Al día siguiente, se creó un sitio web [157] para publicar actualizaciones sobre el accidente. [158] El director ejecutivo Lord John Browne visitó la planta el día después de la explosión. [159] En los meses posteriores al accidente, BP tendió a culpar a sus operadores y supervisores. Las víctimas y los líderes sindicales consideraron que esto equivalía a una simple búsqueda de chivos expiatorios . [160] En este punto, la compañía optó constantemente por no disculparse públicamente por el accidente. [161] Esto cambió el 17 de mayo de 2005, cuando Ross Pillari, presidente de BP Products North America, se disculpó públicamente, diciendo "Lamentamos que nuestros errores hayan causado tanto sufrimiento. Pedimos disculpas a quienes resultaron perjudicados y a la comunidad de Texas City" y prometiendo "apoyo financiero y compensación" a los heridos y las familias de los muertos. [162]
El 9 de diciembre, BP dijo que pondría en marcha un presupuesto de 1.000 millones de dólares que se gastaría en cinco años para mejorar la seguridad en su refinería de Texas City. [159] [163] BP también dijo que eliminaría todos los tambores de purga/sistemas de chimenea de ventilación en servicio inflamable, de los cuales había 11 en Texas City, e instalaría nuevas antorchas de acuerdo con su nueva política que prohíbe la ventilación atmosférica de hidrocarburos ligeros más pesados que el aire. [9] [164] [165] También reubicaron los remolques lejos de las áreas donde es posible que haya explosiones [164] [166] e iniciaron una prueba de un sistema electrónico integrado de trabajo seguro (ISSOW). [164] También se tomaron iniciativas a nivel de todo el grupo. [164]
Sin embargo, poco después de la explosión y los otros accidentes en Texas City en 2005, la imagen de BP en los EE. UU. se vio aún más empañada por el casi hundimiento de la plataforma petrolífera semisumergible Thunder Horse PDQ en julio del mismo año [167] y, más crucialmente, en marzo de 2006, cuando se descubrió un derrame de petróleo en Prudhoe Bay, Alaska , mientras que múltiples investigaciones sobre la explosión de Texas City todavía estaban en curso. [168] La presidenta de la CSB, Carolyn Merritt, dijo que había similitudes sorprendentes entre los accidentes de Texas City y Prudhoe Bay, incluyendo "largos retrasos en la implementación, documentación administrativa del cierre aunque en realidad no se tomaron medidas correctivas, o simple incumplimiento", así como "comunicación defectuosa de las lecciones aprendidas , descentralización excesiva de las funciones de seguridad y alta rotación de la gerencia". [169] Otro accidente grave ocurrió en BP Texas City en 2007, cuando 143 trabajadores de la refinería afirmaron que resultaron heridos al inhalar vapores tóxicos liberados en la planta. [170] El director ejecutivo John Browne renunció en 2007 por cuestiones no relacionadas, [171] aunque no escapó a las críticas por la laxa cultura de seguridad y los recortes presupuestarios en las refinerías estadounidenses de BP. [28] [172] Tony Hayward tomó el mando de la empresa. Hayward cambió el énfasis del enfoque de Lord Browne en la energía alternativa , anunciando que la seguridad sería la "prioridad número uno" de la empresa. [173] En ese momento, BP ya había adoptado una postura marcadamente apologética sobre los accidentes recientes, especialmente el de Texas City, con sus ejecutivos y expertos técnicos dando presentaciones sobre lo que salió mal y cómo estaban trabajando para evitar que eso sucediera nuevamente. [174] Sin embargo, solo tres años después, se produjo la explosión y el derrame de petróleo de Deepwater Horizon en 2010, lo que causó un impacto muy grave en la empresa a escala mundial, nuevamente derivado de las operaciones de BP en los EE. UU. Como resultado, Hayward renunció y su papel fue asumido por Bob Dudley, nacido en Estados Unidos . [175] Bajo Dudley, BP anunció en 2011 que estaba vendiendo su refinería de Texas City como parte de su plan de desinversión para pagar las reclamaciones de compensación en curso y las actividades correctivas tras el desastre de Deepwater Horizon . La venta de la refinería se completó con éxito a principios de 2013 a Marathon Petroleum Corporation por US$ 2.5 mil millones. [3] [176] Marathon ya poseía la adyacente refinería de la bahía de Galveston.y en 2018 fusionó los dos sitios en un solo complejo de refinación. [177]
BP fue nombrada en demandas de las familias de las víctimas y los heridos. [183] El caso de Eva Rowe, una joven que perdió a sus padres en la explosión, atrajo la atención a nivel nacional. Rowe dijo que no aceptaría un acuerdo de BP y que arrastraría al grupo ante la justicia. Ed Bradley , un conocido periodista estadounidense, dio a conocer su historia en la revista de televisión 60 Minutes . [184] El 9 de noviembre de 2006, BP resolvió el caso con Rowe como última demandante después de que sus abogados hubieran intentado invitar a John Browne , director ejecutivo de BP en el momento del accidente, como testigo. El monto de la compensación para Eva Rowe permaneció desconocido. BP también pagó 32 millones de dólares a hospitales e instituciones de educación e investigación nominadas por Rowe, incluyendo el Centro de Seguridad de Procesos Mary Kay O'Connor en la Universidad Texas A&M (12,5 millones de dólares), la Rama Médica de la Universidad de Texas en Galveston y su Unidad de Quemados para Adultos Truman G. Blocker (12,5 millones de dólares), el College of the Mainland en Texas City (5 millones de dólares), el St. Jude Children's Research Hospital en Memphis , Tennessee (1 millón de dólares) y el sistema escolar de Hornbeck, Luisiana (1 millón de dólares). [185] [j] Además, BP se vio obligada a publicar alrededor de siete millones de páginas de documentos internos, incluyendo los informes Telos y Bonse. [187] [188] [k] Rowe participaría más tarde en una de las audiencias del Congreso celebradas sobre el accidente. [191]
En septiembre de 2007, BP había resuelto al menos 1.350 de las 3.000 demandas relacionadas con el accidente. [88] En febrero de 2008, se habían presentado unas 4.000 reclamaciones, de las cuales la mitad se habían resuelto, por un total de más de 1.600 millones de dólares. [192] BP también afirmó que había reservado otros 525 millones de dólares para otras reclamaciones. [150] En agosto de 2008, sólo una de las aproximadamente 4.000 reclamaciones seguía abierta. [193]
Proceso penal
El juez Rosenthal en 2014
El 4 de febrero de 2008, el juez de distrito estadounidense Lee Rosenthal escuchó los argumentos sobre la oferta de BP de declararse culpable de un delito ambiental federal por dos violaciones de la Ley de Aire Limpio (Clean Air Act , CAA) [194] con una multa de 50 millones de dólares. En la audiencia, las víctimas de la explosión y sus familiares se opusieron a la declaración de culpabilidad, calificando la multa propuesta de "trivial". [195] Sin embargo, finalmente se aceptó la declaración de culpabilidad, junto con un período de prueba de tres años para BP. [151] Esta fue la primera y, durante varios años, la única condena federal por un derrame químico accidental en virtud de la CAA. [196]
Multas
En septiembre de 2005, la Administración de Seguridad y Salud Ocupacional, que en el informe de la CSB se consideraría carente de supervisión y competencia, [l] impuso a BP una multa récord de 21 millones de dólares por cometer 301 infracciones de la norma de Gestión de Seguridad de Procesos. [29] [198] [199] En octubre de 2009, la OSHA impuso una multa de 87 millones de dólares, que rompió su récord de 2005, después de afirmar que BP no había implementado mejoras de seguridad después del desastre y señalar que ocurrieron cuatro accidentes fatales más en la refinería desde la multa anterior. En su nuevo informe, la OSHA citó 709 infracciones de seguridad. [200] [201] BP anunció que impugnaría la multa. [202] El 12 de agosto de 2010, BP anunció que había acordado pagar 50,6 millones de dólares de la multa de 2009, mientras continuaba impugnando los 30,7 millones restantes (la multa se había reducido en 6,1 millones de dólares entre el momento en que se impuso y el momento en que BP pagó la primera parte). [203] En julio de 2012, OSHA y BP acordaron que los 30,7 millones de dólares pendientes se reducirían a 13 millones, que BP pagó. [152]
Después de la explosión, la Agencia de Protección Ambiental de Estados Unidos inspeccionó la refinería para verificar el cumplimiento de la Ley de Aire Limpio (CAA, por sus siglas en inglés) y encontró que BP había violado la CAA, así como su regla del Programa de Gestión de Riesgos (RMP, por sus siglas en inglés). [204] La mayoría de las violaciones no estaban relacionadas directamente con la explosión, sino con otros eventos, como los dos accidentes posteriores en 2005. La EPA impuso una primera multa de $12 millones a BP en febrero de 2009. Este acuerdo también incluyó el acuerdo de BP de gastar casi $170 millones para mejorar su desempeño ambiental, con más de $150 millones dedicados a la gestión de las emisiones de benceno y el resto para abordar los clorofluorocarbonos y el asbesto . [154] En septiembre de 2010, la EPA y BP acordaron un acuerdo de $15 millones por cargos adicionales de violación. [94] Esta fue la multa civil más grande recuperada por violaciones de la CAA en una instalación individual y la más grande jamás impuesta por violaciones civiles del RMP. [153] [205]
A petición de la Comisión de Calidad Ambiental de Texas (TCEQ), el Procurador General de Texas abrió un proceso contra BP por violaciones del Código de Salud y Seguridad de Texas [206] y del Código de Aguas de Texas [207] , incluyendo la liberación de hidrocarburos a través de la chimenea de purga el 23 de marzo de 2005, la liberación prolongada de benceno de un tanque dañado en la explosión, que duró más de 25 días, y decenas de otros eventos. [68] En un acuerdo de 2011, BP aceptó pagar una multa de 50 millones de dólares que cubría otras 72 emisiones que excedían los permisos de operación de BP. Esto incluía costos legales de 500.000 dólares. A cambio, el Departamento de Justicia aceptó no permitir cargos criminales adicionales contra BP en conexión con la explosión de la refinería. [155] [208]
Impacto en la seguridad del proceso
El desastre tuvo un impacto notable en el ámbito de la seguridad de los procesos . Texas City se ha convertido en un caso clásico utilizado para explicar las fallas tanto en la gestión como en las barreras técnicas en las plantas de proceso. [99] [209] [210] [211] [212]
El informe del Panel Baker se hizo muy conocido entre los ingenieros de seguridad de procesos, quienes consideraron que sus hallazgos eran relevantes para otras plantas y eran importantes para fortalecer la conciencia sobre la seguridad de procesos en la industria de procesos químicos. [213] Esto cumplió con el deseo del Panel, como se indica en el informe:
Aunque necesariamente dirigimos nuestro informe a BP, pretendemos que esté dirigido a un público más amplio. No nos hacemos ilusiones de que las deficiencias en la cultura de seguridad de procesos, la gestión o la supervisión corporativa se limiten a BP. Otras empresas y sus partes interesadas pueden beneficiarse de nuestro trabajo. Instamos a estas empresas a que evalúen de forma regular y exhaustiva su cultura de seguridad, el desempeño de sus sistemas de gestión de seguridad de procesos y su supervisión corporativa de seguridad para posibles mejoras. También instamos a las mismas empresas a que revisen cuidadosamente nuestras conclusiones y recomendaciones para aplicarlas a sus situaciones. [214]
Análisis de la débil implementación de la gestión de seguridad de procesos
El accidente ha sido ampliamente analizado en la literatura especializada, que ha puesto de relieve cómo varios elementos de la gestión de seguridad de procesos (PSM) se implementaron de forma débil y mal gestionada. Entre las observaciones realizadas sobre los elementos de PSM tal como se definen en la norma de OSHA [140] se incluyen:
Participación de los empleados: La refinería sufría el temor de los trabajadores a ser castigados por denunciar incidentes o peligros. [215]
Análisis de riesgos del proceso : el análisis de riesgos y operabilidad de la planta (HAZOP) no logró identificar el escenario de sobrellenado de la columna [54] y la evaluación de riesgos para la colocación de edificios temporales no fue completa y, en su mayor parte, errónea. [43] [216]
Procedimientos operativos: Las desviaciones de los procedimientos clave, como la puesta en marcha de la planta ISOM, se habían convertido en rutina. Además, el mismo procedimiento de puesta en marcha carecía de instrucciones suficientes. [50] [216] [217]
Capacitación: La capacitación para los operadores clave de la planta fue en gran medida insuficiente, especialmente en lo que respecta a la gestión de situaciones anormales y la verificación de los conocimientos y las calificaciones de los operadores. [50]
Contratistas: La dirección de los contratistas hizo caso omiso de importantes aspectos de seguridad. Por ejemplo, a quienes ocupaban remolques en las proximidades de la planta de ISOM no se les informó de la puesta en marcha. [217] [218] Todas las víctimas mortales y muchos de los heridos en el accidente eran contratistas. [65]
Integridad mecánica: Varios instrumentos y válvulas no estaban operativos porque no habían sido probados ni mantenidos. [50] [216]
Gestión del cambio : Esto falló en múltiples aspectos, a saber, los cambios en el procedimiento de arranque de la unidad que requería que los operadores trabajaran el divisor por encima de un nivel seguro, [50] los MOC faltantes o incompletos para la colocación de remolques en las proximidades de una unidad altamente peligrosa, [216] [217] y la falta de un proceso de cambio formal que evaluara la eliminación de puestos críticos de operador para gestionar la planta ISOM. [219]
Investigación de incidentes : el aprendizaje a partir de incidentes y situaciones de riesgo anteriores se vio obstaculizado por la casi ausencia de investigaciones internas y la consiguiente difusión de lecciones útiles aprendidas . [216]
Planificación y respuesta ante emergencias: No se hizo sonar la alarma de evacuación, y esto puede haber contribuido al número de víctimas mortales, ya que los contratistas en los remolques no tuvieron la oportunidad de abandonar el área. [217]
Auditorías de cumplimiento : Se realizaron auditorías pero, según la propia admisión de BP, "las acciones [de auditoría] no parecían haber sido seguidas ni cerradas efectivamente". [220]
En el esquema PSM del Centro para la Seguridad de Procesos Químicos (CCPS) se definen elementos adicionales de seguridad del proceso [221] y la refinería también carecía de algunos de ellos:
Cultura de seguridad de procesos : Esto falló en todos los niveles, como se menciona en todos los informes de investigación. [74] [76] [77] [222]
Medición y métricas: Las métricas para la gestión del desempeño de la seguridad se centraron únicamente en los accidentes laborales. Esto contribuyó a dar una imagen distorsionada de la salud de la gestión de la seguridad, ya que no se utilizaron indicadores de desempeño para evaluar el impacto de los accidentes de proceso pasados y la posibilidad de futuros accidentes en relación con pérdidas críticas de contención de materiales peligrosos. [216]
Otras prácticas de seguridad esenciales que fallaron incluyeron:
El control de las fuentes de ignición también falló, como lo demuestra la laxitud en la gestión del acceso de los vehículos en las proximidades de equipos de procesamiento de hidrocarburos activos. [41] [216] [217]
Nuevas directrices e iniciativas de la industria
La API puso en práctica las recomendaciones del informe de la CSB, creando así nuevos estándares y directrices para la industria:
Norma 521 : API publicó una nueva revisión de su documento sobre sistemas de alivio y despresurización de presión y actualizó su categoría de práctica recomendada a norma. La nueva norma tenía requisitos más estrictos sobre la ventilación atmosférica del gas de proceso y una instrucción para incluir el sobrellenado de los equipos anteriores entre los casos de diseño de los sistemas de purga. [226] [227]
Práctica recomendada 753 : API emitió nuevas directrices sobre la ubicación de remolques y edificios portátiles dentro de sitios de procesos peligrosos. El alcance de la Práctica recomendada 752 se redujo solo a los edificios permanentes a partir de la tercera edición. [228] [229] [230]
Práctica recomendada 754 : API abordó la necesidad de indicadores de desempeño de seguridad de procesos en esta nueva Práctica recomendada sobre indicadores de desempeño de seguridad de procesos para las industrias de refinación y petroquímica . [231] [232] En general, a raíz de Texas City, la conciencia de la diferencia entre seguridad ocupacional y seguridad de procesos se generalizó a la luz de los hallazgos de las investigaciones. [233] [m]
Práctica recomendada 755 : Esta nueva directriz se dirigió a las refinerías y plantas petroquímicas y detalla cómo implementar un sistema de gestión del riesgo de fatiga (FRMS). Este documento incluye recomendaciones para el trabajo en turnos rotativos, para el número máximo aceptable de horas extras y el número de días que se pueden trabajar sin interrupción. [236] [237] [238]
El CCPS publicó una extensa guía sobre la gestión organizacional del cambio para abordar otra recomendación relacionada del informe del CSB. [239] [240]
Después de ser señalada por la falta de iniciativa y competencia en la evaluación e inspección de grandes plantas de procesos peligrosos, y refinerías en particular, la OSHA tomó medidas, iniciando un Programa de Énfasis Nacional en la Gestión de Seguridad de Procesos de refinerías (NEP) e implementando un programa de auditoría de inspección dedicado entre 2007 y 2011. Esta fue la acción de cumplimiento de la PSM más importante desde que se emitió la regulación [140] en 1992. [241]
La OSHA también emitió un memorando interno [242] para abordar la recomendación de la CSB sobre la actualización de la reglamentación PSM para incluir requisitos para que las instalaciones de procesos peligrosos amplíen sus procedimientos de gestión de cambios para capturar los cambios organizacionales. Sin embargo, la CSB no consideró que esta iniciativa fuera suficiente para cerrar la recomendación, que, a enero de 2024 [árbitro], todavía estaba abierta. [240] [243]
Documentales de televisión
El accidente ha aparecido en varios documentales:
La serie de National Geographic Seconds from Disaster , temporada 3, episodio 10 "Explosión de petróleo en Texas", se emitió por primera vez el 6 de noviembre de 2006. [244]
La serie Modern Marvels de History Channel , temporada 12, episodio 56 "Engineering Disasters 20", se emitió por primera vez el 6 de diciembre de 2006. [245] [246]
La serie Catástrofes de ingeniería del Science Channel , temporada 4, episodio 4 "Terror en Texas", se emitió por primera vez el 7 de julio de 2021. [247]
^ Aunque no tuvo relevancia en el momento del accidente, verter líquidos inflamables en el sistema de alcantarillado era una práctica insegura. [35]
^ Posteriormente, la CSB determinó que la API 752 no era adecuada para la evaluación de edificios temporales y remolques. [37] [41] [42]
^ La necesidad de contar con dos operadores, especialmente para hacer frente a posibles problemas en la planta, había sido destacada en varios informes desde antes de la fusión Amoco-BP. [50]
^ Irónicamente, los contratistas que trabajaban en los remolques más cercanos a la explosión acababan de regresar de un almuerzo organizado para celebrar un mes sin lesiones con pérdida de tiempo [63].
^ Parus fue puesto en licencia "indefinida" por BP en mayo de 2005 y permaneció en su nómina a partir de septiembre de 2007. [88] Se supo que, antes de la explosión de marzo de 2005, había intentado destacar las malas condiciones de seguridad de la planta a su alta dirección y pidió que se detuvieran los recortes presupuestarios. Incluso mostró a John Manzoni , director de refinación y marketing de BP, una presentación titulada "Texas City no es un lugar seguro para trabajar" [89] con fotografías de trabajadores que perdieron la vida en el trabajo en la refinería. Parus fue el gerente que encargó el Informe Telos. [21] [90]
^ Los sistemas de antorcha son inherentemente más seguros y ambientalmente racionales que las chimeneas de purga: son más seguros porque reducen significativamente el riesgo de que nubes de gases inflamables más pesados que el aire migren a la planta [121] y eliminan gases tóxicos como el sulfuro de hidrógeno y otras sustancias nocivas como los compuestos orgánicos volátiles ; [122] [123] son más racionales ambientalmente porque convierten el metano en dióxido de carbono , que es un gas de efecto invernadero comparativamente más suave (aunque todavía potente) . [124] [125] Sin embargo, es cierto que en el escenario específico ocurrido en Texas City, a menos que el tambor de desconexión de la antorcha (un recipiente a presión que separa y desecha el exceso de líquido) se diseñara para hacer frente a los sobrellenados de líquido del equipo aguas arriba, el mero uso de una antorcha no habría evitado que ocurriera un accidente, como afirmó el investigador de la CSB, Don Holmstrom. [78] Sin embargo, las consecuencias probablemente habrían sido más limitadas. Un trozo de líquido lo suficientemente grande como para superar un tambor de descarga de tamaño insuficiente y subir hasta la punta de la antorcha probablemente se encendería al salir de la chimenea, lo que daría lugar a incendios de líquidos que caerían de la chimenea y se acumularían a su alrededor. Una chimenea de antorcha debe colocarse lejos de las áreas tripuladas debido a la alta radiación térmica de la llama que genera la antorcha en caso de escenarios de perturbación de la planta (aunque no específicamente para perturbaciones en las que la antorcha ingiera líquidos); esta disposición habría provocado que cualquier incendio en el charco ocurriera en un área segura, vacía de personas y equipos peligrosos. [7]
^ Otro defecto de diseño señalado en otro lugar fue que las válvulas de alivio de presión no deberían haberse colocado tan por debajo de la parte superior de la torre. Esto las hacía propensas a ser abiertas por la carga estática de líquido en caso de sobrellenado de la columna o arrastre de líquido, un escenario que de hecho se materializó y resultó en la sobrecarga del tambor de purga, que no estaba diseñado para recibir una entrada tan grande de líquidos. Este escenario nunca se había considerado en un estudio de riesgos y operabilidad (HAZOP). [54]
^ Los padres de Rowe eran de esta ciudad de Luisiana. [186]
^ Algunos de los documentos provocaron cierta vergüenza en BP. Por ejemplo, algunos consideraron muy cínico un correo electrónico escrito el día del accidente por la jefa de relaciones públicas de BP America, Patricia Wright. El correo electrónico decía que "la cobertura posterior [...] básicamente desaparecerá, debido al fin de semana festivo. Esta es una historia muy importante en los EE. UU. en este momento, pero la historia de Terry Schiavo también lo es". [189] [190]
^ El almirante Frank Bowman , miembro del Panel Baker, declaró en una audiencia del Congreso: "Si [OSHA] puede encontrar 300 violaciones graves después de la explosión, me parece que encontrar esas violaciones de manera preventiva podría haber evitado esta tragedia, y creo que esa es una de las principales causas de por qué estamos aquí hoy". [197]
^ Como otro ejemplo, la explosión de Texas City fue uno de los factores que llevaron al regulador británico a emitir una guía sobre métricas de seguridad de procesos y a establecer una meta de que para fines de 2015 las plantas de proceso propensas a accidentes importantes tendrán que medir su desempeño de seguridad utilizando indicadores clave de desempeño adelantados y rezagados. [234] [235]
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Enlaces externos
Informe especial del Houston Chronicle de 2005 (archivado el 12 de marzo de 2008)
Página de inicio de Baker Panel (archivada el 26 de julio de 2007)
Seguimiento del estado de las recomendaciones de investigación de la CSB
Página web corporativa de respuesta de BP (archivada el 8 de abril de 2005)
Remember the 15 (archivado el 12 de marzo de 2008) – Lugar conmemorativo para los fallecidos en la explosión
Explosión en Texas City: página web administrada por Brent Coon & Associates, abogado principal en el litigio posterior a la explosión. Contiene una gran cantidad de pruebas utilizadas en el caso.