Cómo decidir no reparar una tubería en Kansas hace 10 años condujo al derrame más grande del oleoducto Keystone

Jan 29, 2024

Investigadores independientes pintan una imagen muy diferente de lo que la compañía petrolera TC Energy ha dicho públicamente sobre los eventos que llevaron al derrame de petróleo más grande de la historia del oleoducto Keystone.

Su informe dice, por ejemplo, que la compañía desenterró la sección de la tubería casi una década antes de que reventara porque sabía que la tubería se había deformado. Sin embargo, volvió a enterrar el lugar sin arreglarlo.

El informe de 240 páginas de los consultores también arroja luz sobre cómo Keystone, con sus características de seguridad reforzadas que le valieron un permiso federal especial para operar a altos niveles de estrés, se abrió en Kansas el año pasado mientras operaba con mucha menos presión de lo que estaba. diseñado para.

Se rompió, de hecho, bajo la presión normal que los oleoductos normales, diseñados con menos rigor, soportan regularmente.

¿Por qué?

Los investigadores encontraron brechas en los estándares y controles de TC Energy sobre cómo diseña las curvas en la tubería y cómo juzga si reparar las tuberías deformadas.

"Otros (curvos de diseño similar en Keystone) también pueden ser susceptibles", escribieron. Eso incluye más de 100 accesorios de tubería instalados en 2010 que "podrían tener imperfecciones (de soldadura) similares".

Los investigadores también encontraron fallas en la supervisión de la construcción y señalaron formas en que la compañía canadiense subestimó los riesgos clave que allanaron el camino para que más de 500,000 galones de petróleo crudo de arenas bituminosas se derramaran en una ladera y en un arroyo en el condado de Washington en el centro-norte de Kansas.

TC Energy supo durante una década que la sección de la tubería que finalmente se rompió se había deformado de una forma perfectamente redonda a una forma ovalada. Sin embargo, la compañía no investigó cómo sucedió eso o qué riesgos acompañaron a las deformidades.

De hecho, los trabajadores desenterraron la tubería enterrada en 2013 para comprobar cuánto se había deformado.

TC Energy luego consideró arreglar la sección, pero optó por volver a enterrarla como estaba.

Los investigadores concluyeron que ese era solo uno de los problemas que se combinaron para provocar la falla de la tubería.

TC Energy dijo el lunes que tiene "prácticas y políticas sólidas" y que el punto que se rompió cumplía con el código.

"Confiamos en nuestra capacidad para continuar entregando de manera segura la energía de la que dependen los norteamericanos", dijo la compañía en un correo electrónico. "Examinaremos cómo podemos mejorar nuestra seguridad e integridad en general".

TC Energy dice que está realizando verificaciones adicionales en su sistema y que pasó herramientas de inspección a través de 300 millas de tubería en Nebraska, Kansas y Oklahoma.

Está investigando otros puntos en el proceso que, según los investigadores, podrían sufrir problemas similares.

"Hasta ahora, no hemos encontrado ninguna similitud", dijo la compañía. "Anticipamos que este trabajo se llevará a cabo en 2024".

El Keystone estalló en un codo, un lugar donde la tubería de 36 pulgadas de ancho dio un giro de 30 grados.

TC Energy había comprado el codo con una sección de tubería contigua en cada extremo, preensamblado y presoldado.

Los investigadores ven evidencia de que la fusión no fue completa en algunas áreas.

Pero este no era el único problema que se estaba gestando.

La curva se envió al condado de Washington, Kansas, y se instaló en 2010.

Fue entonces cuando los instaladores lo deformaron durante la construcción, probablemente al someterlo a demasiado peso, tal vez mientras lo enterraban y compactaban el suelo a su alrededor.

Apretaron el tubo redondo en un óvalo y crearon una arruga en una de sus secciones contiguas.

TC Energy descubrió la forma ovalada en 2012, cuando se hizo difícil pasar herramientas de limpieza e inspección a través de la tubería. La tubería combada era una barrera.

Así que las cuadrillas excavaron en la curva para ver exactamente qué tan deformada estaba.

Luego, en lugar de arreglarlo, TC Energy hizo que el contratista de inspección modificara sus herramientas para atravesar el punto deformado más fácilmente.

Pero la tubería deformada se amontonó sobre un trabajo de soldadura ya imperfecto.

Y también lo hicieron las decisiones de ingeniería, concluyeron los investigadores. La forma específica en que el diseño de la curva cambia de paredes más gruesas en el codo a paredes más delgadas para las tuberías contiguas en cada extremo aumentó la tensión en las costuras de soldadura.

Los investigadores dicen que el trabajo de soldadura, aunque defectuoso, cumplió con los códigos. Pero, dicen, eso no fue suficiente para este tipo de escenario de mayor estrés.

Bajo todo este estrés, una de las costuras de soldadura en el interior de la tubería acodada comenzó a agrietarse.

El oleoducto aguantó, al principio. Pero a lo largo de los años, el aumento y la caída cíclicos de presiones y temperaturas en Keystone dañaron aún más la soldadura.

El 7 de diciembre de 2022 trajo la gota que colmó el vaso en forma de un procedimiento ordinario a niveles de presión relativamente bajos.

Media hora antes de que Keystone reventara, TC Energy redujo la velocidad del flujo de petróleo desde Nebraska a través de Kansas hasta Oklahoma mientras se preparaba para pasar por alto una estación de bombeo en Hope, Kansas, para pasar una herramienta de inspección a través del oleoducto.

Pasó por alto la estación a las 8:59 pm Apenas dos minutos después, cuando el flujo de petróleo aumentó nuevamente, la soldadura del codo torcido que fallaba durante mucho tiempo finalmente cedió.

A solo 90 pies cuesta arriba de Mill Creek, una grieta se abrió en la parte superior de la tubería, extendiéndose casi una cuarta parte de su circunferencia.

La presión en la tubería en ese momento estaba muy por debajo de lo que Keystone está diseñado para manejar, y muy por debajo incluso de los umbrales establecidos para tuberías diseñadas con menos rigor.

Petróleo crudo extra pegajoso estalló en el aire de la noche. Algunos se dispararon sobre una pendiente empinada y se adentraron en tierras de cultivo al otro lado, pero la mayor parte se vertió en Mill Creek, cubriéndolo con betún diluido.

Durante una limpieza de meses, a veces con 800 trabajadores en el lugar, las cuadrillas aislaron y evitaron cuatro millas del arroyo contaminado y drenaron más de dos millas del tramo más contaminado para extraer el petróleo.

El betún diluido, a menudo llamado dilbit, plantea problemas de limpieza más complicados que otros petróleos crudos cuando se derrama en el agua porque se hunde gradualmente debajo de la superficie.

La Agencia de Protección Ambiental de EE. UU. dijo la semana pasada que Mill Creek ha pasado ahora las inspecciones visuales de aceite. Se está trabajando para restaurar el hábitat y eliminar el suelo contaminado.

La EPA elogió a los equipos de limpieza por llegar a este punto en solo cinco meses.

El Departamento de Salud y Medio Ambiente de Kansas supervisa las pruebas de laboratorio de la tierra y el agua en el sitio. No respondió a las preguntas sobre si el trabajo de laboratorio del lecho del arroyo respaldaba las inspecciones visuales.

TC Energy espera continuar trabajando en el sitio hasta este otoño.

Los investigadores recomiendan que TC Energy verifique otras curvas que instaló con diseños similares en caso de que también estén fallando gradualmente.

También instan a la empresa a comprobar si hay deformaciones.

El hecho de que TC Energy no descubriera hasta 2012 que un codo se había torcido durante la instalación en 2010 "apunta a fallas en la supervisión de la construcción y el control de los procesos de calidad de la construcción", escribieron.

También cuestionaron la decisión de TC Energy de no pasar herramientas de inspección a través de la tubería inmediatamente después de su instalación, lo que probablemente habría revelado la deformación lo suficientemente pronto como para que el contratista que la instaló volviera a hacer el trabajo sin costo adicional.

El informe indica que TC Energy identificó al menos otros cuatro codos torcidos en Nebraska, Kansas u Oklahoma en 2021 mientras trabajaba para aumentar las tasas de flujo de la tubería.

También dice que este tramo del Keystone incluye otros 108 codos preensamblados que datan de 2010 y que provienen del mismo fabricante que el que se rompió. Esas uniones, dice, podrían tener la misma fusión de soldadura incompleta.

TC Energy y la agencia reguladora de tuberías del gobierno federal obtuvieron el informe de los investigadores el mes pasado, pero el documento se hizo público la semana pasada en respuesta a las solicitudes federales de registros abiertos.

La compañía canadiense publicó su propio resumen de los hallazgos independientes el mes pasado.

Su resumen no menciona fallas en la supervisión, evaluación de riesgos y estándares de la compañía. Tampoco explica que la compañía supiera desde 2012 que esta sección de la tubería estaba deformada y que los investigadores concluyeron que jugó un papel clave en la ruptura de la tubería.

TC Energy escribió que "un conjunto único de circunstancias" causó el derrame de petróleo en Kansas.

Pero también anunció que investigaría otros lugares en Keystone con características similares al sitio del derrame y revisaría las prácticas de diseño y construcción.

El informe independiente de RSI Pipeline Solutions fue encargado por TC Energy bajo las órdenes de la Administración de Seguridad de Tuberías y Materiales Peligrosos, parte del Departamento de Transporte de EE. UU.

Esa agencia difundió el informe con las redacciones impuestas por la petrolera.

La ley federal permite a las empresas impedir que el público lea detalles que revelarían secretos comerciales a los competidores, pondrían a las personas en peligro o violarían su privacidad. TC Energy citó esas razones para sus redacciones.

Apagó, por ejemplo, a algunos de los fabricantes y contratistas involucrados en la producción e instalación de la sección específica de la tubería que se abrió más de una década después.

También ocultó los detalles de los proyectos desde 2016 destinados a aumentar el flujo de petróleo que atraviesa partes del sistema Keystone que están redactados pero que parecen incluir a Kansas.

El informe revela otros detalles no revelados previamente por TC Energy, incluida una cronología más detallada de los eventos.

El Keystone se rompió alrededor de las 9:00 p. m. del 7 de diciembre.

Se disparó una alarma de fuga a las 9:01 pm y durante los siguientes seis minutos, la presión en la tubería cayó una cuarta parte.

Los procedimientos de apagado de emergencia comenzaron a las 9:07 p.m.

En total, se necesitaron 19 minutos desde la alarma inicial para cortar el flujo de petróleo al tramo de oleoducto de 96 millas que se encuentra entre Hope, Kansas, y Steele City, Nebraska.

El lugar donde el petróleo de las arenas bituminosas se vertía en las zonas rurales del centro-norte de Kansas se encontraba entre esas dos estaciones de bombeo.

Kansas News Service ha presentado solicitudes de registros de varios documentos relacionados con el oleoducto, el derrame y cómo TC Energy maneja las rupturas de esta naturaleza.

El gobierno federal ha producido hasta ahora dos registros.

Uno muestra los niveles de estrés en la tubería en el momento del incidente. El segundo es el informe de investigación del consultor.

En 2007, mientras planeaba construir el sistema Keystone, TransCanada (ahora TC Energy) recibió permiso de los reguladores de oleoductos de EE. UU. para eventualmente operar la mayor parte a niveles de estrés más altos de lo que normalmente se permite.

Pero ese permiso llegó a cambio de docenas de requisitos que harían que el enorme sistema de tuberías fuera más seguro.

El Keystone tenía que presentar un diseño, inspecciones y supervisión extra rigurosos, desde la creación misma de sus innumerables piezas hasta la fecha de su instalación y más allá.

La compañía petrolera tuvo que "inspeccionar y monitorear más de cerca el oleoducto Keystone durante su vida operativa" que otros oleoductos que no califican para operar en sus niveles de estrés extra altos, señalan los investigadores independientes.

Keystone se extiende desde Alberta, Canadá, hasta la costa de Texas y hasta Illinois. Puede transportar más de 27 millones de galones de petróleo al día.

TransCanada colocó las casi 300 millas de tubería de 3 pies de ancho (con paredes de aproximadamente media pulgada de espesor) que van desde Steele City, Nebraska hasta Cushing, Oklahoma en 2010. El petróleo comenzó a fluir unos meses después.

TransCanada, o TC Energy, en realidad nunca operó el tramo a los niveles de estrés más altos permitidos en su permiso federal.

A pesar de eso, y cumpliendo con los requisitos federales para mejores salvaguardas que nunca en este tramo, estalló.

Celia Llopis-Jepsen es la reportera ambiental del Kansas News Service. Puede seguirla en Twitter @celia_LJ o enviarle un correo electrónico a celia (arroba) kcur (punto) org.

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