Uno de los peores desastres al medio ambiente desde el Exxon Valdez: esto es lo que se sabe del derrame petrolero en California

Expertos calculan que la fuga de petróleo, que comenzó el viernes, continuó hasta el domingo, según la compañía que gestiona el oleoducto donde ocurrió el suceso y derramó al menos 126,000 galones de crudo.

No obstante, el tamaño de los destrozos se conocerá al pasar de los días. El diario Los Angeles Times asegura que, pese a la magnitud de lo ocurrido, con la información disponible el desastre queda todavía lejos de tragedias como la de Exxon Valdez, que registró un derrame de más de 11,000 millones de galones.

De acuerdo con la agencia AP, el director de la empresa que opera el oleoducto, Amplify Energy, dijo que los buzos de la empresa estaban inspeccionando el área de la fuga y tendrán más avances en las próximas horas.

Un ancla que haya golpeado el oleoducto es “una de las distintas posibilidades” detrás de la fuga, explicó el director ejecutivo de Amplify Energy, Martyn Willsher, en una conferencia de prensa. Dijo que los buzos han examinado más de 8,000 pies (2,438 metros) de tubería y se están enfocando en “un área de gran interés”.

Los buques de carga que ingresan a los puertos gemelos de Los Ángeles y Long Beach pasan rutinariamente por el área, señalaron funcionarios de la Guardia Costera.

“Estamos investigando si podría haber sido un ancla de un barco, pero eso está en la fase de evaluación en este momento”, comentó Jeannie Shaye, teniente comandante de la Guardia Costera.

El derrame envió hasta 126,000 galones (572,807 litros) de crudo pesado al océano, contaminando las arenas de la famosa Huntington Beach y otras comunidades costeras. El derrame podría mantener las playas cerradas durante semanas o más.

El fiscal de distrito del condado de Orange, Todd Spitzer, aseguró que varios investigadores analizan si es posible presentar cargos estatales por el derrame. Spitzer señaló que su jurisdicción termina a 3 millas de la costa y dijo que los buzos de Amplify deben acercarse a la zona con una autoridad independiente junto a ellos.

La Oficina del Fiscal de los Estados Unidos para el Distrito Central de California, la Guardia Costera y el Departamento de Pesca y Vida Silvestre de California estaban llevando a cabo otras investigaciones criminales potenciales, dijeron las autoridades.

Organizaciones especializadas en la seguridad con la que operan este tipo de oleoductos han impulsado durante años reglas federales para fortalecer los requisitos de detección de derrames de petróleo y así obligar a las empresas a instalar válvulas que puedan cerrar automáticamente el flujo de crudo en caso de una fuga. Las industrias del petróleo y los oleoductos se han resistido a tales requisitos debido a su alto costo.

“Si el operador tuviera más válvulas instaladas en esta línea, tendrían muchas más posibilidades de tener el punto de falla aislado ahora”, indicó Bill Caram de Pipeline Safety Trust, una organización con sede en Bellingham, Washington.

La tubería se construyó mediante un proceso conocido como soldadura por resistencia eléctrica, según un documento regulatorio de la empresa, citado por AP. Ese proceso de soldadura se ha relacionado con fallas pasadas de oleoductos porque la corrosión puede ocurrir a lo largo de las costuras, según las advertencias de seguridad del gobierno y el director de Pipeline Safety Trust, Bill Caram.

Los ecologistas habían temido que el petróleo pudiera devastar las aves y la vida marina de la zona. Pero Michael Ziccardi, veterinario y director de Oiled Wildlife Care Network, comentó que, hasta ahora, solo se habían encontrado al menos tres aves afectadas. Uno sufrió heridas crónicas y tuvo que ser sacrificado, dijo.

“Es mucho mejor de lo que temíamos”, subrayó en una conferencia de prensa el lunes.

Ziccardi dijo que es “cautelosamente optimista”, pero es demasiado pronto para conocer el alcance del efecto del derrame en la vida silvestre. En otros derrames de petróleo en alta mar, la mayor cantidad de aves contaminadas se recogió entre dos y cinco días después del incidente, dijo.

Amplify opera tres plataformas petroleras a unas 9 millas (14.5 kilómetros) de la costa de California, todas instaladas entre 1980 y 1984.

La compañía también opera un oleoducto de 16 pulgadas que transporta petróleo desde una plataforma de procesamiento a una instalación de almacenamiento en tierra en Long Beach. La empresa informó que el petróleo parece provenir de una ruptura en ese oleoducto a unas 4 millas (6.44 kilómetros) de la plataforma.

En un plan de respuesta a derrames de 2016 presentado a los reguladores federales, la compañía dijo que su peor escenario de derrame se basó en la suposición de un “corte total de guillotina” de la tubería que se produciría tres millas tierra adentro desde una de sus plataformas. Pero un consultor externo concluyó que un derrame de ese tamaño era “muy improbable” en ese lugar porque la línea tiene 120 pies de profundidad y está debajo de una ruta de navegación donde los barcos normalmente no anclan.

El campo petrolero Beta ha sido propiedad de al menos siete corporaciones diferentes desde que fue descubierto por Royal Dutch Shell en 1976, según muestran los registros. Un predecesor corporativo de Amplify compró la operación en 2012.

La subsidiaria de Amplify conocida como Beta Operating Co. ha sido citada 125 veces por violaciones de seguridad y ambientales desde los años ochenta, según una base de datos de la Oficina de Seguridad y Cumplimiento Ambiental, la agencia federal que regula la industria de petróleo y gas en alta mar.

La empresa fue multada con un total de 85,000 dólares por tres incidentes. Dos ocurrieron en 2014, cuando un trabajador que no llevaba el equipo de protección adecuado recibió una descarga con 98,000 voltios de electricidad. El trabajador sobrevivió. En un incidente separado, se liberó petróleo crudo a través de una fuga provocada por el fallo de un dispositivo de seguridad

Antes del derrame, Amplify tenía grandes esperanzas en el campo petrolífero Beta y estaba invirtiendo millones de dólares en mejoras y nuevos proyectos “secundarios” que aprovecharían el petróleo perforando lateralmente. “Tenemos la oportunidad de seguir adelante todo el tiempo que queramos”, afirmó Willsher en una conferencia telefónica con inversionistas en agosto. Añadió que había capacidad de “hasta 20,000 barriles por día”.

Los inversionistas compartieron inicialmente el optimismo de Willsher, lo que hizo que las acciones de la compañía subieran más de siete veces desde principios de año a 5.75 dólares al cierre de la jornada del viernes. La acción se desplomó más del 40% en las operaciones de la mañana del lunes.

La empresa se declaró en quiebra en 2017 y emergió unos meses después. Había estado utilizando efectivo generado por el campo Beta y otros en Oklahoma y Texas para pagar una deuda de 235 millones de dólares.