Tragedia en el golfo de México

Un abismo de petróleo

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La incesante demanda de petróleo ha empujado al sector a aguas profundas. Pero el accidente en el golfo de México plantea un dilema: ¿Merece la pena el riesgo?

Es un día abrasador de junio. Las oficinas de British Petroleum en Houma, Luisiana (convertidas en cuartel de mando para el incidente de la Deepwater Horizon), bullen de gente circunspecta, enfundada en chalecos de colores brillantes. Los directivos de BP y sus asesores van de blanco; el equipo de logística, de naranja; los funcionarios federales y estatales de medio ambiente, de azul, y los periodistas, de morado, para que el personal de BP no los pierda de vista. En la sala principal del centro de operaciones, pantallas gigantes muestran mapas del vertido y la ubicación de los barcos de intervención.

Mark Ploen, subdirector de operaciones para el incidente, viste chaleco blanco. Con 30 años de lucha contra los vertidos de crudo a sus espaldas, Ploen, que trabaja como asesor en esta crisis, ha ayudado a superar catástrofes en todo el mundo, desde Alaska hasta el delta del Níger. Ahora lo rodean los hombres con los que trabajó tras el vertido del Exxon Valdez en Alaska hace 20 años.

A 80 kilómetros de la costa y a una profundidad de más de 1.500 metros, el pozo Macondo, de BP, escupe el equivalente a un Exxon Valdez cada cuatro días. A finales de abril se produjo lo que en la industria petrolera se denomina un blowout (una explosión con salida descontrolada de fluidos a la superficie) en el pozo que había convertido a la Deepwater Horizon, una de las torres de perforación más avanzadas del mundo, en un montón de chatarra en el fondo del mar. Las compañías petroleras habían actuado como si nunca pudiera producirse una catástrofe semejante. Lo mismo hicieron los legisladores. Nada comparable había sucedido en el golfo de México desde 1979, cuando el pozo mexicano Ixtoc I explotó en aguas someras de la bahía de Campeche. Las técnicas de perforación han mejorado tanto desde entonces, y la demanda de pe­­tróleo es ahora tan enorme, que las compañías se han lanzado más allá de la plataforma continental hacia aguas cada vez más profundas.

El Servicio de Gestión de Minerales (MMS), la agencia federal estadounidense que regula las perforaciones en aguas marinas, había asegurado que la probabilidad de que se produjera una explosión era inferior al 1 %, y que en caso de producirse, el vertido no sería muy importante.

En el edificio de Houma, más de un millar de personas intentan organizar la mayor operación de limpieza del mundo. Decenas de miles más están fuera, recorriendo las playas con trajes blancos de protección Tyvek, sobrevolando el mar con aviones y helicópteros, y tratando de detener la marea negra con embarcaciones provistas de

skimmers

que succionan el crudo de la superficie marina, barcos pesqueros adaptados, y un diluvio de dispersantes químicos. En torno al punto que Ploen llama simplemente «el ma­­nantial», una pequeña armada flota sobre un mar de petróleo. Un rugido ensordecedor procede del buque de perforación

Discoverer Enterprise

, que quema el metano liberado por el pozo fuera de control. También ascienden llamas al cielo desde la plataforma

Q4000

, que está quemando petróleo y gas recogidos por una tubería independiente acoplada al sistema de prevención de explosiones (el

blowout preventer

o BOP), que no funcionó tras la explosión. Cerca, dos barcos camaroneros tienden unas barreras de contención flotantes para quemar el crudo recogido en la superficie, lo que produce un curvado muro de llamas y una altísima columna de humo negro y oleoso. Una operación de miles de millones de dólares se había puesto en marcha, pero millones de barriles de crudo dulce y ligero seguían serpenteando hacia las islas de barrera, las marismas y las playas del golfo de México.

 

Por debajo de los 300 metros, las aguas del Golfo son una frontera relativamente nueva para la industria petrolera, y uno de los lugares del planeta más difíciles de perforar. El fondo del mar cae a pico tras la suave pendiente de la plataforma continental hacia un terreno de orografía irregular, con cañones profundos, dorsales oceánicas y volcanes de lodo activos de 150 metros de altura. Las emanaciones naturales escupen más de 2.000 barriles de pe­­tróleo al día, pero los depósitos de interés comercial se encuentran a gran profundidad, muchas veces bajo capas de formaciones salinas inestables propensas a los seísmos. Las temperaturas en el fondo marino rondan el punto de congelación, pero los yacimientos de petróleo pueden estar a 200 °C. Son como botellas de cava que alguien hubiera agitado y calentado a la espera de que les quiten el tapón. Acumulaciones de gas metano e hidratos de metano, congelado pero inestable, aguardan encerradas en el sedimento, lo que aumenta el riesgo de una explosión.

Durante décadas, los desorbitados costes de la perforación en aguas profundas mantuvo las torres de perforación comerciales cerca de la costa. Pero la mengua de las reservas, la subida de los precios del petróleo y el hallazgo de yacimientos espectaculares lejos de la costa iniciaron una carrera mundial hacia aguas profundas.

En el caso del golfo de México, ya en 1995 el Congreso de Estados Unidos aprobó una ley que eximía del pago de regalías por extracción a los pozos situados en aguas profundas cuya concesión se otorgara entre 1996 y 2000. El número de concesiones a más de 800 metros de profundidad pasó de unas 50 en 1994 a 1.100 en 1997.

Los nuevos yacimientos, con nombres como Atlantis, Thunder Horse o Great White, llegaron justo a tiempo para compensar el prolongado declive de la producción de petróleo en aguas someras. El golfo de México proporciona actualmente el 30 % de la producción de Estados Unidos. La mitad procede de aguas profundas (de 301 a 1.524 metros); una tercera parte, de aguas ultraprofundas (1.525 metros o más), y el resto, de aguas someras (hasta 300 metros). El pozo Macondo, de BP, cuya cabeza está a 1.525 metros bajo el agua y penetra otros 3.960 en el subsuelo marino, no era especialmente profundo. El sector ha operado a 3.000 metros debajo de la columna de agua y ha llegado a perforar a una profundidad total de 10.683 metros. El Gobierno de Estados Unidos calcula que en el fondo del golfo de México puede haber unos 45.000 millones de barriles de crudo.

Sin embargo, a medida que avanzaban las técnicas que permitían perforaciones más profundas, los métodos de prevención de explosiones y limpieza de vertidos no progresaban con la misma rapidez. Desde principios de la década de 2000 los informes de la industria y de los medios académicos advertían del riesgo creciente de explosiones en aguas profundas, de la falibilidad de los sistemas de prevención de explosiones (los BOP) y de la dificultad para detener un vertido en aguas profundas, aspecto éste especialmente preocupante dado que los pozos de aguas profundas, al soportar presiones máximas, pueden expulsar hasta 100.000 barriles de crudo al día.

En repetidas ocasiones el MMS minimizó esas inquietudes. En un estudio de 2007 la agencia señalaba que entre 1992 y 2006 sólo se habían producido 39 explosiones durante la perforación de más de 15.000 pozos de petróleo y gas en el Golfo. De ellas, pocas habían vertido una cantidad significativa de crudo, y sólo una había cau­sado una muerte. La mayoría de las explosiones se controlaban en menos de una semana, por lo general bombeando en los pozos lodo de perforación pesado o sellándolos mecánicamente y desviando la burbuja de gas que había producido el peligroso «estallido» de la explosión.

Aunque eran relativamente poco frecuentes, el informe del MMS reveló un significativo incremento del número de explosiones asociadas con el proceso de cementación, en el que se bombea cemento alrededor de la tubería de acero que conforma el revestimiento del pozo (y que rodea la tubería de perforación) para rellenar el espacio anular entre ésta y la pared del pozo.

Algunos pozos en aguas profundas no dan demasiados problemas. No fue el caso de Macondo. British Petroleum contrató a la compañía suiza Transocean para la perforación de este pozo. La primera plataforma de Trans­ocean quedó fuera de servicio apenas un mes después de ser instalada por culpa del huracán Ida. La Deepwater Horizon inició sus operaciones en febrero de 2010. A principios de marzo la tubería de perforación se atascó en el pozo, lo mismo que un instrumento que se bajó para localizar la sección atascada. Hubo que retroceder y dar un rodeo alrededor de la obstrucción para seguir perforando. Un e-mail de BP difundido posteriormente por el Congreso mencionaba que el equipo de perforación estaba teniendo problemas para «controlar el pozo». Una semana antes de la explosión, un ingeniero de BP escribió: «Este pozo ha sido una pesadilla».

Hacia el 20 de abril la Deepwater Horizon llevaba seis semanas de retraso respecto al programa previsto, según los documentos del MMS, y la demora estaba costando a BP más de medio millón de dólares al día. La compañía había elegido perforar de la forma más rápida posible, utilizando un diseño de pozo conocido como «sarta de perforación larga» (long string) porque se colocan sartas de tuberías de revestimiento entre el yacimiento petrolífero y la cabeza del pozo. Una sarta larga suele tener dos barreras de seguridad entre el depósito de hidrocarburos y el sistema de prevención de explosiones (el BOP) situado en el lecho marino: un tapón de cemento en el fondo del pozo y un sello metálico, conocido como camisa de cierre (lockdown sleeve), que se coloca justo en la cabeza del pozo para sellar bien el espacio anular. Este elemento no había sido instalado cuando el pozo Macondo explotó.

Además, la comisión de investigación del Congreso y los expertos del sector sostienen que BP recortó gastos en el proceso de cementación. No hizo circular lodo de perforación pesado alrededor del revestimiento antes de la cementación, lo que ayuda al correcto fraguado del cemento. No puso suficientes centralizadores, dispositivos que aseguran que el cemento selle completamente el espacio alrededor del revestimiento. Y no realizó una prueba para comprobar la solidez del cemento. Por último, poco antes del accidente, BP sustituyó el lodo de perforación pesado en el pozo por agua de mar, mucho más ligera, mientras preparaba el fin de las operaciones y la desconexión entre la torre de perforación y el pozo. Fuentes de la compañía han declinado hacer declaraciones al respecto alegando que la investigación sigue abierta.

Es posible que todas esas decisiones fueran completamente legales, y seguramente ahorraron tiempo y dinero a BP; pero todas ellas aumentaron el riesgo de una explosión. Los investigadores creen que la noche del 20 de abril una gran burbuja de gas se infiltró de alguna manera en el revestimiento, quizás a través de algunos resquicios en el cemento, y subió a presión a la superficie. El sistema de prevención de explosiones (el BOP) debería haber frenado la violenta salida del crudo. Sus pesados cilindros hidráulicos deberían haber cortado de raíz la tubería de perforación, bloqueando así el flujo ascendente y protegiendo la plataforma. Pero el propio dispositivo de seguridad había sufrido fugas y problemas de mantenimiento. Cuando un géiser de lodo entró en erupción en la plataforma, todos los intentos por activar el BOP fracasaron.

Los métodos de perforación empleados por BP en el pozo Macondo resultan cuando menos sorprendentes para Magne Ognedal, director general de la agencia noruega de seguridad en operaciones petroleras (la PSA). En conversación telefónica, Ognedal señaló que Noruega lleva décadas perforando pozos de elevada temperatura y alta presión en las aguas someras de su plataforma continental, y que no ha sufrido una explosión catastrófica desde 1985. Tras ese accidente la PSA y la industria petrolera instituyeron una serie de normas para la perforación de pozos de exploración. «Las decisiones tomadas [por BP] cuando había indicios de que el pozo era inestable, como la de trabajar con una sola tubería larga o instalar sólo seis centralizadores, en lugar de 21 para conseguir la mejor cimentación posible, nos parecen sorprendentes», dijo Ognedal.

Esas decisiones tienen sus raíces en la historia de la gestión empresarial de BP, opina Robert Bea, de la Universidad de California en Berkeley, experto en ingeniería de operaciones marinas. En 2001, BP contrató a Bea como asesor para afrontar los problemas que se le planteaban tras absorber a las petroleras estadounidenses Amoco y ARCO. Tras la fusión, BP obligó a miles de trabajadores veteranos a acogerse a la jubilación anticipada. Esa decisión, que aumentó la necesidad de recurrir a la subcontratación, fue según Bea uno de los ingredientes de la «receta para el desastre» de BP. Sólo unas pocas de las 126 personas que trabajaban en la Deepwater Horizon habían sido directamente contratadas por BP.

Las operaciones de perforación tenían que cumplir las normas del MMS. En 2009, el MMS había sido denunciado por el Tribunal General de Cuentas de Estados Unidos por su escaso rigor en la supervisión de las concesiones marinas. Ese mismo año, tras la llegada del nuevo Gobierno de Obama, el MMS dio su visto bueno al plan inicial de perforación de BP para el pozo Macondo. Aplicando una fórmula del MMS, BP calculó que el peor vertido posible del pozo sería de 162.000 barriles al día, casi el triple del que realmente se produjo. Aparte, en un plan de emergencia en caso de accidente elaborado para todo el Golfo, la compañía aseguraba que estaría en condiciones de recuperar casi 500.000 barriles al día utilizando la tecnología estándar del sector, por lo que aunque se produjera el peor vertido posible, no supondría una amenaza grave para los caladeros ni para la fauna del Golfo, entre la que citaba morsas, nutrias marinas y leones marinos.

Pero en el golfo de México no hay morsas, ni nutrias, ni leones marinos. El plan de BP mencionaba además como asesor en caso de emergencia a un biólogo marino que había muerto hacía años, y ofrecía la dirección de una página de Internet japonesa de entretenimiento como fuente de equipamiento en caso de un vertido accidental. Todos esos deslices han aparecido también en planes de emergencia de otras compañías petroleras, elaborados haciendo un «co­pia y pega» de planes más antiguos para el Ártico.

Cuando se produjo el vertido, la capacidad de reacción de BP fue muy inferior a la anunciada. Los científicos de una comisión federal de investigación declararon a comienzos de agosto que el pozo accidentado había expulsado al principio hasta 62.000 barriles diarios, un flujo enorme, pero muy inferior al peor de los casos posibles previstos por BP. Mark Ploen calculó en junio que sus equipos de intervención, utilizando skimmers traídos de todo el mundo, podían recoger en un día 15.000 barriles. Simplemente la quema controlada de manchas de crudo, una práctica empleada con el Exxon Valdez, había demostrado ser más eficaz. La flota incendiaria de BP, compuesta por 23 embarcaciones, incluía barcos camaroneros locales que trabajaban de dos en dos para acorralar el petróleo superficial mediante largas barreras de contención flotantes y después prenderle fuego con napalm casero.

En junio, la Discoverer Enterprise y la Q4000 empezaron a recoger petróleo directamente del sistema de prevención de explosiones (el BOP) averiado, y hacia mediados de julio estaban ex­­trayendo 25.000 barriles al día (un volumen aún muy inferior, incluso contando los esfuerzos de los skimmers y las quemas controladas, a los 500.000 barriles diarios que BP había asegurado ser capaz de eliminar). En ese momento, la compañía finalmente logró taponar el pozo y detener el vertido después de 12 semanas.

Poco antes de la catástrofe de Macondo, la Administración Obama había anunciado a bombo y platillo la expansión de las perforaciones en aguas marinas. En verano, el mismo Gobierno luchaba en los tribunales por mantener una mo­­ratoria sobre las perforaciones en aguas profundas hasta que se pudiera garantizar su seguridad.

A principios de agosto, BP parecía estar a punto de sellar de forma permanente el pozo Macondo con lodo de perforación y cemento. Los cálculos de la comisión federal situaban la cantidad de crudo vertido en torno a los 4,9 millones de barriles. Los científicos del Gobierno estimaban que BP había eliminado la cuarta parte del petróleo. Otra cuarta parte se había evaporado o disuelto en moléculas dispersas. Una tercera cuarta parte se había dispersado en el agua en gotas pequeñas, que aún podían ser tóxicas para algunos organismos. Y el resto (unas cinco veces la cantidad de crudo vertida por el Exxon Valdez) se mantenía en for­ma de películas oleosas en la superficie del mar o de bolas de alquitrán en las playas. El vertido de la Deepwater Horizon se había convertido en el mayor vertido accidental en el océano de toda la historia, mayor que el producido tras la explosión del Ixtoc I en la bahía de Campeche en 1979. Sólo lo supera el vertido intencionado de 1991 en Kuwait, durante la primera guerra del Golfo.

El Ixtoc I devastó los caladeros y la economía. Wes Tunnell, que había estudiado los arrecifes coralinos de Veracruz desde principios de la década de 1970, lo recuerda bien. Cuando a principios de junio el nuevo desastre planteó una vez más la pregunta de cuánto pueden durar las repercusiones de un vertido, Tunnell regresó al arrecife para comprobar si aún quedaba petróleo del Ixtoc I. Tardó tres minutos en encontrarlo. Estaba en la laguna protegida del arrecife, con lo que parecía un trozo de arcilla arenosa gris de unos ocho centímetros de grosor. Al partirlo, vio que por dentro era negro, con la textura y el olor de una galleta de asfalto. En la laguna, el alquitrán del Ixtoc seguía parcialmente sepultado en los sedimentos; pero la cara que daba al océano, donde los vientos y las corrientes eran más fuertes, estaba limpia. Según Tunnell, de ahí se puede extraer una lección para Luisiana y otros estados del Golfo. En los lugares donde hay oxígeno y un fuerte oleaje, la luz del sol y las abundantes bacterias consumidoras de petróleo descompondrán con relativa rapidez el crudo. Pero cuando el petróleo cae al fondo y se mezcla con sedimentos pobres en oxígeno, como los de una laguna o de una zona de marismas, puede perdurar durante decenios, degradando el medio ambiente.

Los pescadores de la cercana localidad de Antón Lizardo tampoco habían olvidado el vertido del Ixtoc. Tardaron entre 15 y 20 años en volver a conseguir unas capturas normales.

En mayo, los científicos empezaron a detectar penachos de metano y gotas de crudo a la deriva a distancias de hasta 48 kilómetros del pozo Macondo, y a profundidades de entre 900 y 1.200 metros. Uno de esos científicos fue Mandy Joye, biogeoquímica de la Universidad de Georgia, que estudia desde hace años las emanaciones naturales de hidrocarburos y de salmuera en aguas profundas del golfo de México. Joye encontró un penacho del tamaño de Manhattan, con los niveles de metano más altos registrados en el Golfo. Las bacterias que consumen el crudo vertido y el metano agotan el oxígeno del agua. En cierto momento, la investigadora midió una concentración de oxígeno peligrosamente baja para la vida en un estrato marino de 180 metros de grosor, a una profundidad donde normalmente viven peces. Puesto que en las profundidades del Golfo las aguas se mezclan muy lentamente, Joye señaló que esas zonas pobres en oxígeno podrían persistir durante decenios.

British Petroleum estaba usando viejos aviones DC-3, convertidos en fumigadores gigantes, para rociar las manchas superficiales con Corexit 9500. Pero para el primer vertido importante en aguas profundas que se registraba en el mundo, la compañía consiguió autorización de la Agencia para la Protección del Medio Ambiente de Estados Unidos y del Servicio de Guardacostas para bombear cientos de miles de litros de dispersante directamente en el petróleo y el gas que brotaban del pozo, un kilómetro y medio por de­­bajo de la superficie del mar. Eso contribuyó a crear los penachos en las profundidades marinas.

«Ahora tenemos todo ese material en la co­­lumna de agua, que nadie ve y que no se puede eliminar. Si el crudo llega a la superficie, un 40 % se evapora, y el resto podemos retirarlo con skimmers o quemarlo. Pero esas partículas diminutas en la columna de agua persistirán hasta Dios sabe cuándo», declara Joye.

Al oceanógrafo Ian MacDonald, de la Universidad del Estado de Florida, no sólo le inquietan los penachos, sino también la magnitud del vertido. Piensa que el accidente podría tener im­­portantes consecuencias para la productividad del Golfo en su conjunto, no sólo para los pelícanos y camarones de las marismas de Luisiana, sino para la vida de toda la región, desde el zooplancton hasta los cachalotes. Le preocupa en particular el atún rojo, que sólo desova en el golfo de México y en el Mediterráneo y cuya población ya se encuentra amenazada por la pesca excesiva. «Hay muchísimo material sumamente tóxico en la columna de agua, tanto en la superficie como en las profundidades, que se está moviendo en una de las cuencas oceánicas más productivas del mundo», dice.

Durante la campaña de junio, el equipo de Joye recogió muestras de agua a me­­nos de un kilómetro y medio del Discoverer Enterprise, lo bastante cerca como para oír el rugido apocalíptico de su gigantesca llama de metano. Desde la cubierta del Walton Smith, los investigadores y miembros de la tripulación tomaban fotos. Los vapores cáusticos del crudo, el gasóleo y el asfalto les quemaban los pulmones. Hasta donde alcanzaba la vista, el agua azul cobalto de las zonas con mayor profundidad del Golfo estaba teñida de rojo amarronado. Joye volvió a entrar en el laboratorio, pensativa.

«El accidente de la Deepwater Horizon es consecuencia directa de nuestra adicción mundial al petróleo –dijo–. Este tipo de catástrofes serán inevitables si seguimos perforando en aguas cada vez más profundas. Estamos jugando a un juego muy peligroso. Si esto no es una llamada de atención para que nos tomemos en serio las energías alternativas, no sé qué es.»