El derrame de petróleo de la bahía de Prudhoe ( derrame de petróleo de Alaska de 2006 ) fue un derrame de petróleo que se descubrió el 2 de marzo de 2006 en un oleoducto propiedad de BP Exploration, Alaska (BPXA) en el oeste de la bahía de Prudhoe , Alaska . Las estimaciones iniciales de la fuga de cinco días indicaron que se derramaron hasta 267 000 galones estadounidenses (6400 bbl) en 1,9 acres (7700 m2 ) , lo que lo convirtió en el derrame de petróleo más grande en la vertiente norte de Alaska hasta la fecha. [1] El comando unificado de Alaska ratificó el volumen de petróleo crudo derramado como 212 252 galones estadounidenses (5053,6 bbl) en marzo de 2008. [2] El derrame se originó en un orificio de 0,25 pulgadas (0,64 cm) en un oleoducto de 34 pulgadas (86 cm) de diámetro. El ducto fue desmantelado y luego reemplazado por un ducto de 20 pulgadas (51 cm) de diámetro con su propio medidor de inspección de ductos (pig) y sitios de lanzamiento y recuperación para facilitar la inspección. [2]
En noviembre de 2007, BPXA se declaró culpable de descarga negligente de petróleo, que según los fiscales fue el resultado de la negligencia consciente de BP en la corrosión de los oleoductos, un delito menor según la Ley Federal de Agua Limpia , y fue multada con 20 millones de dólares. [3] En julio de 2011, BPXA pagó una multa civil de 25 millones de dólares, la mayor multa por barril en ese momento por un derrame de petróleo, y acordó tomar medidas para mejorar significativamente la inspección y el mantenimiento de su infraestructura de oleoductos en la vertiente norte para reducir la amenaza de derrames de petróleo adicionales. En noviembre de 2012, se anunció que el estado estadounidense de Alaska recaudaría 255 millones de dólares relacionados con las fugas del oleoducto de BP Plc y el cierre resultante en 2006. La parte de BP fue de 66 millones de dólares, ya que pagaría la indemnización y luego sería reembolsada por los socios, incluidos Exxon Mobil Corp y ConocoPhillips, en función de su parte proporcional de la propiedad.
El yacimiento petrolífero de Prudhoe Bay está situado en la vertiente norte de Alaska y se encuentra entre la Reserva Nacional de Petróleo de Alaska al oeste y el Refugio Nacional de Vida Silvestre del Ártico al este. Es el hogar de miles de aves migratorias, caribúes y otras criaturas. [4] Es propiedad del estado de Alaska y es el yacimiento petrolífero más grande de los Estados Unidos , con una superficie de 213 543 acres (86 418 ha) y que originalmente contenía aproximadamente 25 000 millones de barriles (4,0 × 10 9 m 3 ) de petróleo. [5] [6] El yacimiento es operado por BP ; los socios son ExxonMobil y ConocoPhillips .
En el campo, el petróleo se transporta a través de tuberías desde unos 1000 pozos hasta una estación de bombeo en la cabecera del oleoducto Trans-Alaska; las "líneas de flujo" llevan el petróleo desde los pozos hasta los centros de procesamiento locales donde se lo prepara para su transporte a larga distancia a través del oleoducto eliminando el agua y el gas; las "líneas de tránsito" luego llevan el petróleo hasta la estación de bombeo. [7] : diapositivas 4a-d Hay alrededor de 8 millas de línea de tránsito en el Área de Operaciones Occidental, que conecta el Centro de Recolección 2 (en el extremo occidental de la línea) con el Centro de Recolección 1, y luego corre hasta la estación de bombeo, donde termina la línea de tránsito. [7] : diapositiva 5
Las líneas de transporte de petróleo deben limpiarse e inspeccionarse periódicamente para detectar la corrosión. Se añaden al flujo sustancias químicas inhibidoras de corrosión para desalentar el crecimiento de bacterias que causan la corrosión microbiológica. La limpieza periódica se realiza mediante el uso de un "pig" de mantenimiento, un dispositivo que pasa por una tubería raspando y limpiando las paredes internas. Además, el mantenimiento también incluye el uso ocasional de un " pig inteligente ", un dispositivo que contiene instrumentos que pueden medir y probar el estado de la tubería, incluida la detección de daños por corrosión. Las pruebas ultrasónicas y el uso de "cupones de corrosión" también se utilizan para detectar la corrosión. Las pruebas ultrasónicas implican el uso de un dispositivo ultrasónico para medir el espesor de la pared de la tubería; un adelgazamiento de la pared indica la presencia de corrosión. Un cupón de corrosión es una pequeña placa de metal que se coloca dentro de la tubería y se inspecciona para detectar la corrosión cada 90 días. [8]
En varias ocasiones, tanto desde dentro como desde fuera de la organización, se habían hecho señales de alerta y advertencia sobre la corrosión, pero se las había ignorado. [3] Las pruebas de 1992 en la línea oriental habían indicado la presencia de calcio en la línea, pero no se hizo nada al respecto. [9] Un informe de la empresa del año 2005 decía que BP basaba su lucha contra la corrosión en un presupuesto limitado en lugar de en las necesidades. [9]
Los empleados habían expresado sus preocupaciones antes del incidente, que fueron ignoradas por la dirección de BP. En un correo electrónico enviado a un abogado de la empresa en junio de 2004, Marc Kovac, un funcionario del sindicato United Steelworkers que representa a los trabajadores de las instalaciones de BP, envió una colección de sus quejas anteriores a la dirección. Una de ellas, fechada el 28 de febrero de 2003, se refería a "los niveles de personal de control de la corrosión". Comenzaba diciendo: "El equipo de control de la corrosión pronto se reducirá a seis personas, en lugar de ocho". [10] Inicialmente, BP negó que hubiera tomado medidas para ahorrar dinero en el mantenimiento del oleoducto. Robert Malone, presidente de BP America, citó un informe encargado por BP que concluía que "los aumentos presupuestarios por sí solos no habrían evitado la fuga". [11] Más tarde admitió que hubo "un esfuerzo concertado para gestionar los costes en respuesta a la continua disminución de la producción en Prudhoe Bay". [11] Una de las razones de la falla del oleoducto fue un nivel insuficiente de inhibidor de corrosión , un líquido que resiste la corrosión del oleoducto por el líquido corrosivo, que es el agua. [12] John Dingell leyó un correo electrónico interno de BP que decía que las restricciones presupuestarias obligarían a poner fin a un programa para inyectar inhibidor de corrosión directamente en el sistema de tuberías. [11] El proceso de inyectar inhibidor de corrosión directamente en una tubería, aunque costoso, es mucho más efectivo que inyectarlo en una planta de procesamiento.
En la investigación posterior, Carolyn Merritt, directora ejecutiva de la Junta de Investigación de Riesgos y Seguridad Química de Estados Unidos , dijo al comité que "prácticamente todas" las causas fundamentales de los problemas en Prudhoe Bay tenían "fuertes ecos" de las que llevaron a la explosión de 2005 en Houston . Entre ellas se encontraban los recortes de costos y la falta de inversión en la planta. También se le dijo al comité que el derrame ocurrió en un momento en que BP estaba obteniendo enormes ganancias. [11]
El sistema de detección de fugas mide los volúmenes de fluido que ingresan a cada segmento de la tubería y los volúmenes de fluido que salen de cada segmento. El sistema activa una alarma si las mediciones de volumen no coinciden. La alarma de detección de fugas sonó cuatro veces durante la semana anterior al descubrimiento del derrame, pero BP interpretó las alarmas de detección de fugas como falsas alarmas.
El derrame fue descubierto por primera vez a las 5:45 AM, el 2 de marzo de 2006, por un operador de BP que estaba conduciendo por una carretera a lo largo del oleoducto y notó el olor. [2] [13] Los trabajadores tardaron tres días en descubrir la fuente del petróleo. [13] : 1 Según el Informe Final del Comando Unificado (que consta de varios grupos, incluidos BP, el Departamento de Conservación Ambiental de Alaska y la Agencia de Protección Ambiental de los EE. UU .), "La fuente fue un agujero de un cuarto de pulgada en la posición de las 6 en punto en un oleoducto de tránsito de petróleo crudo de 34 pulgadas de diámetro sobre el suelo. El agujero fue descubierto en la tubería dentro de una alcantarilla enterrada (cruce de caribúes)". [2] La línea de tránsito corría entre el Centro de Reunión 2 y el Centro de Reunión 1. [2] El derrame pasó desapercibido durante cinco días, según un informe del New York Times sobre una conferencia de prensa de BP sobre el derrame a mediados de marzo de 2006. [14]
Una investigación posterior encontró una capa de sedimento de quince centímetros en el fondo de la sección de la tubería. Los investigadores dijeron que el lodo ayudó a generar bacterias ácidas y corrosión que finalmente devoraron la tubería. Los ejecutivos de BP dijeron que les sorprendió que se desarrollara corrosión en las grandes tuberías principales porque no transportaban mucha agua mezclada con el petróleo. Pero eran conscientes de que se estaban acumulando sedimentos y que la tecnología para fugas no funcionaría si las líneas no se limpiaban periódicamente. Las autoridades federales y estatales concluyeron que BP no gastó el dinero necesario para mantener las tuberías de Prudhoe. [3] Los informes sobre el volumen del derrame variaban ampliamente en el momento del derrame. El 25 de marzo de 2008, el Comando Unificado para la respuesta al derrame anunció que el volumen de petróleo crudo derramado fue de 212.252 galones estadounidenses (5.053,6 barriles), [2] lo que lo convierte en más de tres veces mayor que cualquier derrame informado hasta ahora en la ladera norte. [13]
Los trabajos de limpieza se completaron el 2 de mayo de 2006, y el sitio fue rellenado y cubierto con una capa de 4 a 6 pulgadas de trozos de tundra viva y congelada que fueron tomados de un sitio donante y trasplantados al sitio del derrame [2]. Los funcionarios ambientales del gobierno dijeron que podría tomar hasta una década para que la vegetación de la tundra vuelva a la normalidad. [3]
BP desmanteló toda la línea de tránsito de 34 pulgadas y la reemplazó por una línea de 20 pulgadas, que contiene sitios de lanzamiento y recuperación de raspadores. [2]
El derrame de petróleo de Alaska tuvo un gran impacto en BP, ya que fue una pérdida para su imagen , así como una pérdida financiera. Se produjo poco después de la explosión de la refinería de Texas City en marzo de 2005. La presidenta de la Junta de Seguridad Química de Estados Unidos, Carolyn Merritt, dijo en una audiencia en el Congreso que había similitudes sorprendentes entre los accidentes de Texas City y Prudhoe Bay, incluyendo "largas demoras en la implementación, documentación administrativa del cierre aunque en realidad no se tomaron medidas correctivas, o simplemente incumplimiento", así como "comunicación defectuosa de las lecciones aprendidas , descentralización excesiva de las funciones de seguridad y alta rotación de la gerencia". [15] El 15 de marzo de 2006, el Departamento de Transporte de Estados Unidos ordenó a BP que probara sus tres líneas de baja presión en Prudhoe Bay para detectar corrosión utilizando un raspador inteligente. La línea occidental no había sido sometida a pruebas con un sistema de limpieza inteligente desde 1998 y una sección oriental de la tubería no había sido sometida a pruebas desde 1992. [16] En lugar de ello, BP se basó en controles puntuales imprecisos de la línea utilizando métodos como pruebas de ultrasonido. El 7 de agosto, BP anunció que los datos de una prueba con un sistema de limpieza inteligente realizada a fines de julio revelaron una corrosión severa y 16 anomalías en 12 lugares de una línea de tránsito de petróleo en el lado oriental del campo petrolífero. La compañía dijo que esa información, junto con otro pequeño derrame, la impulsó a cerrar el campo petrolífero de Prudhoe Bay, lo que reduciría la producción de petróleo de la ladera norte de Alaska en aproximadamente 400.000 barriles por día. [17] Más tarde, BP decidió no cerrar el lado occidental del campo, lo que significa que Prudhoe Bay aún produciría alrededor de 200.000 barriles por día, la mitad de su total normal. [16] Los ingresos petroleros representan el 90% de los ingresos fiscales de Alaska. [18]
Como resultado de la noticia del cierre, el precio del crudo en la NYMEX subió 2,22 dólares el barril y cerró a 76,98 dólares el barril. [19] Tras la fuga del oleoducto de Prudhoe Bay en marzo de 2006, debido a la lentitud de los avances para detener el derrame de petróleo, BP se vio obligada a cerrar su instalación petrolífera de Prudhoe Bay, que producía alrededor del 2,6% de la demanda de gasolina de Estados Unidos. Esta situación contribuyó a que el precio del petróleo subiera hasta los 77 dólares el barril en agosto de 2006. [20]
El impacto de la fuga fue tan grave que las acciones de BP cayeron casi un 2 por ciento. BP estimó que costaría 100 millones de dólares reemplazar los 26 kilómetros de tubería corroída. La compañía tuvo que hacer frente a preguntas difíciles del público y de los accionistas sobre por qué los 200 millones de dólares anuales que gastaba en mantenimiento no eran suficientes para mantener funcionando sin problemas el yacimiento de 400.000 barriles por día (64.000 m3 / d), el más grande del país. [20]
En agosto de 2006, BP presentó un plan de acción que se describió en una carta enviada a Thomas Barrett, administrador de seguridad de oleoductos de la Administración de Seguridad de Materiales Peligrosos y Oleoductos ( PHMSA ) del Departamento de Transporte. Steve Marshall de BP detalló las medidas para raspar o eliminar los residuos de petróleo del oleoducto y para varios procedimientos de drenaje y desmantelamiento. [9] [21] [22]
En febrero de 2007, los funcionarios de BP dijeron que todavía estaban trabajando para determinar la causa raíz de las fugas. En ese momento, los hallazgos de la investigación incluyeron agua en el sistema, acumulación de sedimentos en las líneas y bacterias. La velocidad lenta en las líneas también fue un problema, ya que las líneas habían sido diseñadas para tasas de flujo mucho mayores que las presentes cuando se abrieron los pozos por primera vez. BP también anunció un presupuesto planificado de mantenimiento y reparación para el área de Greater Prudhoe Bay de $ 195 millones para 2007, aproximadamente cuatro veces lo que se gastó en 2004. La compañía dijo que tenía planes de reemplazar 16 millas / 26 km de líneas de tránsito con un nuevo sistema diseñado para eliminar algunos de los problemas que contribuían a la corrosión, como los cruces de caribúes que causan hundimientos en la línea. También anunció planes para cambiar el entorno en las tuberías con inhibidor de corrosión continuo agregado directamente a las líneas de tránsito y con acumulación de agua o sedimento abordado con corridas de raspador de mantenimiento semanales; un nuevo sistema de detección de fugas; y nuevos lanzadores y receptores de raspadores en todos los segmentos de las líneas de tránsito, lo que le da a BP la capacidad de realizar tareas de mantenimiento y raspadores inteligentes de manera regular en todos los segmentos de las líneas de tránsito. Se programó la sustitución de dos segmentos del sistema de tránsito en 2007 y dos en el invierno de 2008, con el objetivo de completar todo el trabajo del módulo para fines de 2008. [23] [24]
En octubre de 2007, BP recibió una multa de 20 millones de dólares por los derrames de petróleo en Prudhoe Bay. BP pagó una multa penal federal de 12 millones de dólares, 4 millones de dólares en concepto de restitución penal al estado y 4 millones de dólares para la investigación en el Ártico. La filial local de BP, BP Exploration (Alaska) Inc., fue puesta en libertad condicional durante tres años. [3]
En 2008, BP anunció que había completado el reemplazo de 16 millas/26 km de las líneas de tránsito de Prudhoe Bay y el resto del trabajo según lo planeado. [25]
El 9 de noviembre de 2009, se produjo un derrame en una tubería común trifásica de 18 pulgadas que transportaba una mezcla de petróleo crudo, agua producida y gas natural en el campo Lisburne de BP, [26] [27] parte del área metropolitana de Prudhoe Bay. [28] La estimación preliminar de BP para el volumen total de material oleoso liberado fue de 45.828 galones (1.091 barriles); [27] hubo 13.500 galones (321 barriles) de crudo. [29] [30] El derrame se produjo porque la tubería se congeló. [29] Aunque los sensores proporcionaban alarmas de temperaturas frías, los empleados de BP testificaron que los operadores no usaban las alarmas de frío como una medida de flujo, sino como una medida de la mezcla de petróleo, gas y agua. [29] En noviembre de 2010, el funcionario federal de libertad condicional de BP presentó una demanda para revocar la libertad condicional de BP derivada de la declaración de culpabilidad por el derrame de 2006, lo que podría haber dado lugar a más sanciones por el derrame de 2006, con el argumento de que el derrame de Lisburne de 2009 demostró que BP seguía siendo negligente. [31] BP impugnó la revocación y la libertad condicional se levantó como estaba previsto en diciembre de 2011. [30]
En julio de 2011, en el marco de un acuerdo de demanda civil, los investigadores de la Administración de Seguridad de Materiales Peligrosos y Oleoductos (PHMSA) del Departamento de Transporte de los Estados Unidos determinaron que los derrames de 2006 fueron resultado de la falta de inspección y mantenimiento adecuados de la tubería por parte de BPXA para prevenir la corrosión. La PHMSA emitió una Orden de Acción Correctiva (CAO) a BP XA que abordaba los riesgos de la tubería y ordenaba su reparación o reemplazo. La Agencia de Protección Ambiental de los Estados Unidos había investigado el alcance de los derrames de petróleo y supervisó la limpieza de BPXA. Cuando BP XA no cumplió plenamente con los términos de la CAO, se presentó una denuncia en marzo de 2009 alegando violaciones de la Ley de Agua Limpia, la Ley de Aire Limpio y la Ley de Seguridad de Oleoductos. En julio de 2011, el Tribunal de Distrito de los Estados Unidos para el Distrito de Alaska dictó un decreto de consentimiento entre los Estados Unidos y BPXA que resolvía las reclamaciones del gobierno. En virtud del decreto de consentimiento, BPXA pagó una multa civil de 25 millones de dólares, la mayor multa por barril en ese momento por un derrame de petróleo, y acordó tomar medidas para mejorar significativamente la inspección y el mantenimiento de su infraestructura de oleoductos en North Slope para reducir la amenaza de derrames de petróleo adicionales. [32] [33] [34] [35]
En noviembre de 2012, se anunció que el estado de Alaska, en Estados Unidos, recaudaría 255 millones de dólares relacionados con las fugas del oleoducto de BP Plc y el consiguiente cierre del mismo en 2006. La parte de BP era de 66 millones de dólares, ya que pagaría el laudo y luego sería reembolsada por los socios, incluidos Exxon Mobil Corp y ConocoPhillips, en función de su parte proporcional de la propiedad. El pago, que era definitivo y no estaba sujeto a apelación, incluía una indemnización de 245 millones de dólares por regalías e intereses estatales perdidos y 10 millones de dólares que incluían sanciones ambientales por galón por los derrames, multas por daños a los recursos naturales y otros cargos civiles para resolver las evaluaciones civiles por los derrames. BP argumentó que no se le debía dinero al estado por la producción perdida, pero el panel de arbitraje concluyó que los problemas del oleoducto y las complicaciones asociadas con el yacimiento dieron como resultado la pérdida o el aplazamiento de la producción de más de 30 millones de barriles de petróleo y líquidos de gas natural hasta el final de la vida útil del yacimiento petrolífero. [36] [37]
{{cite web}}: CS1 maint: copia archivada como título ( enlace ){{cite web}}: CS1 maint: copia archivada como título ( enlace ){{cite web}}: CS1 maint: copia archivada como título ( enlace )70°18′26″N 148°47′54″O / 70.307288, -148.798313