Derrame de petróleo de Prudhoe Bay - Prudhoe Bay oil spill
El derrame de petróleo de Prudhoe Bay ( derrame de petróleo de Alaska en 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 Prudhoe Bay , Alaska . Las estimaciones iniciales de la fuga de cinco días dijeron que se derramaron hasta 267,000 galones estadounidenses (6,400 bbl) en 1,9 acres (7,700 m 2 ), lo que lo convierte en el mayor derrame de petróleo en la ladera norte de Alaska hasta la fecha. El comando unificado de Alaska ratificó el volumen de petróleo crudo derramado en 212.252 galones estadounidenses (5.053,6 bbl) en marzo de 2008. El derrame se originó en un agujero de 0,25 pulgadas (0,64 cm) en un oleoducto de 34 pulgadas (86 cm) de diámetro. La tubería fue desmantelada y luego reemplazada por una tubería de 20 pulgadas (51 cm) de diámetro con sus propios sitios de lanzamiento y recuperación de tubería de inspección (pig) para facilitar la inspección.
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 de las tuberías corroídas, un delito menor bajo la Ley Federal de Agua Limpia , y fue multada con 20 millones de dólares. En julio de 2011, BPXA pagó una multa civil de $ 25 millones, la multa más grande 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. En noviembre de 2012, se anunció que el estado estadounidense de Alaska cobraría 255 millones de dólares relacionados con las fugas del oleoducto de BP Plc y el cierre resultante en 2006. La participación de BP fue de 66 millones de dólares, ya que pagaría la adjudicación y luego sería reembolsada por socios, incluida Exxon. Mobil Corp y ConocoPhillips, según su participación proporcional en la propiedad.
Campo petrolero de Prudhoe Bay
El Prudhoe Bay yacimiento de petróleo se encuentra en Alaska 's North Slope y se encuentra entre la Reserva Nacional de Petróleo-Alaska hacia el oeste y el Refugio Nacional de Vida Silvestre del Ártico , al este. Es el hogar de miles de aves migratorias, caribúes y otras criaturas. Es propiedad del estado de Alaska, y es el campo petrolífero más grande de los Estados Unidos , con una superficie de 213,543 acres (86,418 ha) y que originalmente contenía aproximadamente 25 mil millones de barriles (4.0 × 10 9 m 3 ) de petróleo. El campo es operado por BP ; los socios son ExxonMobil y ConocoPhillips .
En el campo, el petróleo se mueve a través de oleoductos 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 prepara el petróleo para su transporte a larga distancia a través del oleoducto mediante la extracción de agua y gas; Luego, las "líneas de tránsito" llevan el aceite a la estación de bombeo. Hay aproximadamente 8 millas de línea de tránsito en el área de operación occidental, que conecta el centro de reunión 2 (en el extremo occidental de la línea) con el centro de reunión 1, y luego se dirige a la estación de bombeo, donde termina la línea de tránsito.
Las líneas de tránsito de aceite deben limpiarse e inspeccionarse regularmente para detectar corrosión. Se agregan químicos inhibidores de corrosión al flujo para desalentar el crecimiento de bacterias que causan corrosión microbiológica. La limpieza regular se realiza mediante el uso de un "cerdo" de mantenimiento, un dispositivo que pasa a través de una tubería, raspando y limpiando las paredes interiores. Además, el mantenimiento también incluye el uso ocasional de un " cerdo 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 grosor 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 corrosión cada 90 días.
Advertencias
Se habían levantado banderas rojas y señales de advertencia sobre la corrosión en varias ocasiones, tanto desde dentro como fuera de la organización, pero habían sido ignoradas. Las pruebas de 1992 en la línea este habían indicado la presencia de calcio en la línea, pero no se hizo nada al respecto. Un informe de la compañía en el año 2005 dijo que BP basó su lucha contra la corrosión en un presupuesto limitado en lugar de en las necesidades.
Los empleados habían expresado sus preocupaciones antes del incidente real, que fueron ignoradas por la gerencia 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 en las instalaciones de BP, envió una colección de sus quejas anteriores a la dirección. Uno de ellos, fechado el 28 de febrero de 2003, se refería a "niveles de personal de control de la corrosión". Comenzó, "El equipo de monitoreo de corrosión pronto se reducirá de ocho a seis personas". Inicialmente, BP negó haber 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 filtración". Más tarde admitió que "hubo un esfuerzo concertado para administrar los costos en respuesta a la continua disminución de la producción en Prudhoe Bay". Una de las razones de la falla de la tubería fue un nivel insuficiente de inhibidor de corrosión , un líquido que resiste la corrosión de la tubería por el líquido corrosivo, que es el agua. John Dingell leyó de un correo electrónico interno de BP que decía que las limitaciones presupuestarias obligarían al final de un programa para inyectar inhibidor de corrosión directamente en el sistema de tuberías. El proceso de inyectar inhibidor de corrosión directamente en una tubería, aunque costoso, es mucho más efectivo que inyectarlo en una planta de proceso.
En la investigación posterior, Carolyn Merritt, directora ejecutiva de la Junta de Investigación de Riesgos y Seguridad Química de EE. UU. , Dijo al comité que "prácticamente todas" las causas fundamentales de los problemas en Prudhoe Bay tenían "fuertes ecos" de los que llevaron a la 2005 explosión en Houston . Estos habían incluido la reducción 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.
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 medidas de volumen no coinciden. La alarma de detección de fugas sonó cuatro veces durante la semana antes de que se descubriera el derrame, pero BP interpretó las alarmas de detección de fugas como falsas alarmas.
Derrame de petróleo y informe final del Comando Unificado
El derrame fue descubierto por primera vez a las 5:45 am del 2 de marzo de 2006 por un operador de BP que estaba conduciendo por una carretera a lo largo de la tubería y notó el olor. Los trabajadores tardaron tres días en descubrir la fuente del aceite. 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 EE. UU. ), "La fuente era un agujero de un cuarto de pulgada en la posición de las 6 en punto en un terreno de 34 pulgadas sobre el suelo. oleoducto de tránsito de crudo de diámetro. El agujero fue descubierto en la tubería dentro de una alcantarilla enterrada (cruce de caribú) ". La línea de tránsito se extendía entre el Gathering Center 2 y el Gathering Center 1. El derrame pasó desapercibido durante cinco días, según un informe del New York Times de una conferencia de prensa de BP sobre el derrame a mediados de marzo de 2006.
La investigación posterior encontró una capa de sedimento de seis pulgadas en la parte inferior de la sección de la tubería. Los investigadores dijeron que el lodo ayudó a generar bacterias ácidas y corrosión que finalmente se comió a través de la tubería. Los ejecutivos de BP dijeron que les sorprendió que se desarrollara corrosión en las grandes líneas troncales porque no transportaban mucha agua mezclada con el petróleo. Pero sabían que se estaba acumulando sedimento y que la tecnología de 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 Prudhoe. Los informes sobre el volumen del derrame variaron ampliamente en el momento del derrame. El 25 de marzo de 2008, el Comando Unificado para la respuesta a derrames anunció que el volumen de petróleo crudo derramado fue de 212,252 galones estadounidenses (5,053.6 bbl), lo que lo hace más de tres veces más grande que cualquier derrame jamás reportado en North Slope.
El trabajo de limpieza se completó el 2 de mayo de 2006 y el sitio se rellenó y se cubrió con una capa de 4 a 6 pulgadas de trozos de tundra viva congelada que se tomaron de un sitio donante y se trasplantaron al sitio del derrame Funcionarios ambientales del gobierno dijeron que La vegetación de la tundra podría tardar hasta una década en volver a la normalidad.
BP desmanteló toda la línea de tránsito de 34 pulgadas y la reemplazó con una línea de 20 pulgadas, que contiene sitios de lanzamiento y recuperación de cerdos.
Impacto inmediato
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. El 15 de marzo, el Departamento de Transporte de EE. UU. Ordenó a BP que probara sus tres líneas de baja presión en Prudhoe Bay para detectar corrosión utilizando un cerdo inteligente. La línea occidental no había sido revisada de manera inteligente desde 1998 y una sección oriental de la tubería no se había probado desde 1992. En cambio, BP se basó en verificaciones puntuales imprecisas de la línea utilizando métodos como las pruebas de ultrasonido. El 7 de agosto, BP anunció que los datos de una corrida de cerdos inteligente completada a fines de julio revelaron corrosión severa y 16 anomalías en 12 ubicaciones en una línea de tránsito de petróleo en el lado este del campo petrolero. La compañía dijo que esa información, junto con otro pequeño derrame, la llevó a cerrar el campo petrolero de Prudhoe Bay, lo que reduciría la producción de petróleo de Alaska North Slope en un estimado de 400,000 barriles por día. Más tarde, BP decidió no cerrar el lado occidental del campo, lo que significa que Prudhoe Bay todavía produciría unos 200.000 barriles por día, la mitad de su total normal. Los ingresos petroleros representan el 90% de los ingresos fiscales de Alaska.
Como resultado de la noticia del cierre, el precio del crudo en NYMEX subió US $ 2,22 el barril cerrando en US $ 76,98 por barril. Tras la fuga del oleoducto de Prudhoe Bay en marzo de 2006, debido al lento progreso en la detención del derrame de petróleo, BP se vio obligada a cerrar su instalación petrolera de Prudhoe Bay, que produjo alrededor del 2,6% de la demanda de gasolina de Estados Unidos. El escenario fue un factor que contribuyó a impulsar el precio del petróleo a 77 dólares por barril en agosto de 2006.
El impacto de la filtración fue tan severo que las acciones de BP cayeron casi un 2 por ciento. BP estimó que costaría US $ 100 millones reemplazar los 16 millas (26 km) de tubería corroída. La empresa tuvo que enfrentarse a preguntas difíciles del público y los accionistas sobre por qué los 200 millones de dólares anuales que gastaba en mantenimiento no eran suficientes para mantener el campo de 400.000 barriles por día (64.000 m 3 / d), el más grande del país. , funcionando fluidamente.
Consecuencias
En agosto de 2006, BP elaboró un plan de acción que se describió en una carta enviada a Thomas Barrett, administrador de seguridad de tuberías de la Administración de seguridad de tuberías y materiales peligrosos del Departamento de Transporte ( PHMSA ). Steve Marshall de BP detalló las medidas para limpiar o eliminar los residuos de petróleo de la tubería y para varios procedimientos de drenaje y desmantelamiento.
En febrero de 2007, funcionarios de BP dijeron que todavía estaban trabajando para determinar la causa raíz de las filtraciones. En ese momento, los hallazgos de la investigación incluían 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 que estaban presentes cuando se abrieron los pozos por primera vez. BP también anunció un presupuesto de reparación y mantenimiento planificado 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 para reemplazar 16 millas / 26 km de líneas de tránsito con un nuevo sistema. diseñado para eliminar algunos de los problemas que contribuyeron a la corrosión, como los cruces de caribúes que provocan caídas en la línea. También anunció planes para cambiar el medio ambiente en las tuberías con inhibidor de corrosión continuo agregado directamente a las líneas de tránsito y con la acumulación de agua o sedimentos abordados con recorridos de mantenimiento semanales; un nuevo sistema de detección de fugas; y nuevos lanzadores y receptores de cerdos en todos los segmentos de las líneas de tránsito, lo que le da a BP la capacidad de ejecutar regularmente cerdos inteligentes y de mantenimiento 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.
En octubre de 2007, BP fue multada con 20 millones de dólares por los derrames de petróleo de Prudhoe Bay. BP pagó una multa penal federal de US $ 12 millones, US $ 4 millones en restitución penal al estado y US $ 4 millones para la investigación del Ártico. La subsidiaria local de BP, BP Exploration (Alaska) Inc., fue puesta en libertad condicional durante tres años.
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 de trabajos según lo planeado.
Derrame posterior en 2009
El 9 de noviembre de 2009, ocurrió un derrame de una línea común trifásica de 18 pulgadas que transportaba una mezcla de petróleo crudo, agua producida y gas natural en el campo Lisburne de BP, parte del área metropolitana de Prudhoe Bay. La estimación preliminar de BP para el volumen total de material aceitoso liberado fue de 45,828 galones (1,091 barriles); había 13.500 galones (321 barriles) de crudo. El derrame ocurrió porque la tubería se congeló. Aunque los sensores proporcionaron alarmas de bajas temperaturas, los empleados de BP testificaron que los operadores no usaban las alarmas de frío como una medida de flujo, sino más bien como una medida de la mezcla de petróleo, gas y agua. En noviembre de 2010, el oficial 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 nuevas sanciones por el derrame de 2006, con el argumento de que el derrame de Lisburne de 2009 demostró que BP seguía siendo negligente. BP impugnó la revocación y la libertad condicional se levantó como estaba previsto en diciembre de 2011.
2011 demanda civil
En el acuerdo de una demanda civil, en julio de 2011 los investigadores de la Administración de Seguridad de Materiales Peligrosos y Tuberías del Departamento de Transporte de EE. UU. (PHMSA) determinaron que los derrames de 2006 fueron el resultado de que BPXA no inspeccionó y mantuvo adecuadamente la tubería para evitar la corrosión. PHMSA emitió una Orden de Acción Correctiva (CAO) a BP XA que abordó los riesgos de la tubería y ordenó la reparación o reemplazo de la tubería. La Agencia de Protección Ambiental de EE. UU. Había investigado el alcance de los derrames de petróleo y supervisó la limpieza de BPXA. Cuando BP XA no cumplió completamente con los términos de la CAO, se presentó una queja en marzo de 2009 alegando violaciones de la Ley de Agua Limpia, la Ley de Aire Limpio y la Ley de Seguridad de Tuberías. En julio de 2011, el Tribunal de Distrito de los EE. UU. Para el Distrito de Alaska promulgó un decreto de consentimiento entre los Estados Unidos y BPXA para resolver las reclamaciones del gobierno. Según el decreto de consentimiento, BPXA pagó una multa civil de $ 25 millones, la multa más grande 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.
Acuerdo de demanda de Alaska
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 participación de BP fue de 66 millones de dólares, ya que pagaría la indemnización y luego sería reembolsada por socios, incluido Exxon. Mobil Corp y ConocoPhillips, según su participación proporcional de propiedad. El pago, que fue definitivo y no sujeto a apelación, incluyó una indemnización de $ 245 millones por regalías e intereses estatales perdidos y $ 10 millones que incluían multas ambientales por galón por los derrames, multas por daños a los recursos naturales y otros cargos civiles para resolver las evaluaciones civiles. para 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 del yacimiento dieron como resultado la pérdida o diferimiento de la producción de más de 30 millones de barriles de petróleo y líquidos de gas natural hasta el final de la vida del campo petrolero.
Ver también
Referencias
enlaces externos
- Liberación de la línea de tránsito petrolero GC-2 - Centro de información conjunta del comando unificado
- Acuerdo de culpabilidad entre el Departamento de Justicia de los Estados Unidos y la BPXA , 25 de octubre de 2007
Coordenadas : 70.307288 ° N 148.798313 ° W
70 ° 18′26 ″ N 148 ° 47′54 ″ O /