Ramsés Pech
Grupo Caraiva – Grupo Pech Arquitectos
El derrame ocurrido en un ducto de 36 pulgadas, inicialmente clasificado como una fuga menor, pudo haber resultado en la liberación de hasta 82 mil barriles entre el 8 y el 18 de febrero. La decisión de mantener el flujo para evitar la interrupción de la producción contribuyó a que la fisura se ampliara, incrementando el daño.
Este caso evidencia deficiencias en el reporte, el monitoreo y la toma de decisiones en infraestructura crítica, y demuestra cómo una omisión temprana puede transformar un incidente gestionable en un riesgo ambiental y público de gran magnitud. Conocer el volumen total del derrame es fundamental para evaluar correctamente los costos, los daños y las medidas a implementar tanto a corto como a largo plazo.
Falta de claridad sobre el volumen del derrame
En los últimos días, la empresa del Estado ha reconocido el derrame ocurrido en un ducto de 36 pulgadas; sin embargo, no existe una determinación clara del volumen total liberado, cuántos barriles fueron expuestos en el mar ni cuántos de estos se transformaron en emulsiones espesas que alcanzaron las playas de Veracruz.
El 8 de febrero, buzos detectaron una fuga en un oleoducto de 36 pulgadas. La localización precisa tomó 48 horas y la reparación se realizó hasta el 18 de febrero, momento en que se detuvo la salida de crudo. La pregunta persiste: ¿cuál fue el volumen total derramado?
El hidrocarburo liberado se ubicó en la región Abkatún-Cantarell. Posteriormente, el material se dispersó y sufrió procesos de intemperización debido a la dinámica marina, es decir, la alteración física y química causada por factores ambientales como la exposición al sol, el viento, las olas y las corrientes.
Inicialmente, el incidente se registró como un simple “lagrimeo”; no obstante, en respuesta a la contingencia se desplegaron once embarcaciones para contener, recuperar y dispersar los hidrocarburos liberados. Esto abre otra interrogante: ¿cuál fue el volumen real de petróleo crudo derramado?
Decisiones operativas bajo presión
La gestión operativa del ducto determinó no suspender completamente el flujo tras la detección de la fuga, bajo el argumento de limitar tanto la duración como la magnitud del incidente. No obstante, la válvula principal fue cerrada hasta el 14 de febrero, ocho días después de identificar la fuga. ¿Fue esta una decisión adecuada?
Un ducto de 36 pulgadas constituye una línea troncal de alto flujo, fabricada en acero API 5L, diseñada para operar dentro de un rango de 600 a 1,200 psi, conforme al sistema de bombeo implementado. Su diámetro permite transportar entre 300 mil y 700 mil barriles diarios de crudo pesado en condiciones típicas.
Este tipo de infraestructura requiere monitoreo continuo mediante sistemas SCADA, válvulas de seccionamiento estratégicamente instaladas, protección anticorrosiva y catódica, así como programas de inspección interna (ILI). Cualquier anomalía en la presión o variaciones inesperadas en el caudal representan un riesgo operativo significativo debido al volumen transportado y a la energía contenida en la línea.
La complejidad del sistema de ductos
En una conferencia de prensa reciente se confirmó que el derrame se originó en el ducto denominado OLD AK-C, que inicia en la plataforma de enlace Akal-C. La función principal de esta instalación es recibir, concentrar y transferir la producción de crudo y/o gas proveniente de varias plataformas satélite hacia un ducto troncal o una plataforma de proceso.
De acuerdo con información disponible, este ducto podría corresponder al OLD AK-C – DBS D-001A, un oleoducto troncal de 36 pulgadas y 161.88 km que transporta crudo Maya desde la plataforma Akal-C hacia Dos Bocas L1. Opera como línea estratégica de evacuación de la producción de Cantarell y KUMAZA, con una capacidad estimada de entre 300 mil y 700 mil barriles diarios bajo control SCADA.
Existe otro ducto con nomenclatura similar, el OLD AK-C – AK B D-0174 (36” × 5.287 km), cuya función es interconectar plataformas críticas del complejo Akal. Este puede cerrarse, pero únicamente bajo condiciones controladas.
A partir de esta diferenciación, se puede establecer que el ducto AK C – AK B D-0174 es una línea de interconexión interna de corta longitud, con menor inventario y energía hidráulica, lo que permite su cierre de manera más rápida y segura. En contraste, el OLD AK C – DBS D-001A es una línea troncal de gran extensión hacia Dos Bocas, caracterizada por su alto volumen y criticidad, lo que hace que su cierre sea considerablemente más complejo.
El cierre del ducto de interconexión impacta únicamente al sistema Akal, mientras que el cierre del ducto troncal compromete toda la evacuación de crudo hacia tierra, pudiendo generar paros masivos, acumulación de presión, necesidad de despresurización controlada y pérdidas operativas significativas.
Hipótesis técnica del derrame
Surge entonces una pregunta clave: ¿fue adecuada la decisión de no cerrar el ducto, considerando las implicaciones en la producción de crudo Maya?
Desde una perspectiva técnica, es posible plantear una hipótesis sobre lo ocurrido. La evidencia sugiere que se trató de una falla de integridad menor —posiblemente una fisura localizada— que, en condiciones normales, habría generado un derrame limitado y podría haberse atendido sin interrumpir el flujo.
La decisión de no detener la producción pudo haberse sustentado en dos factores principales:
a) El riesgo para la continuidad productiva, ya que el cierre habría implicado la suspensión de pozos y afectaciones en Cantarell y KUMAZA.
b) La percepción de control técnico, al considerar que la falla era menor y manejable sin consecuencias ambientales relevantes.
Sin embargo, la continuidad operativa solo es viable bajo condiciones estrictas: que la fuga sea de baja magnitud, que la presión se mantenga estable y que la reparación se ejecute en un plazo corto. Esto exige protocolos rigurosos de reporte, supervisión y mitigación; cualquier retraso incrementa el riesgo.
La hipótesis del derrame apunta a que, aunque la falla inició como menor, la decisión de mantener el flujo favoreció el escalamiento de la fisura debido a la presión continua. Esto habría incrementado el volumen derramado, retrasado la respuesta operativa y evidenciado fallas en la toma de decisiones y en la comunicación hacia la cadena de mando, con consecuencias reputacionales e institucionales.
Con base en imágenes satelitales de SkyTruth y el mapa presentado en conferencia, se estima que el área afectada alcanzó aproximadamente 43.5 km², con un espesor promedio de 0.3 mm (crudo Maya de 22° API), lo que equivale a cerca de 82 mil barriles. La fuga, ocurrida entre el 8 y el 18 de febrero, habría liberado en promedio 8 mil 200 barriles diarios.
El análisis hidráulico del ducto sugiere una fisura final de entre 18 y 21 mm, consistente con una pérdida sostenida capaz de generar la extensión observada.
Una interrogante adicional es el tamaño de la fisura al momento en que fue detectada por los buzos. El sistema SCADA permite identificar pérdidas de integridad cuando generan cambios hidráulicos cuantificables; en términos operativos, puede detectar fugas desde orificios de entre 8 y 15 mm. Fugas menores o degradaciones progresivas suelen pasar desapercibidas y requieren inspección en línea o verificación directa.
El incidente en el ducto de 36 pulgadas refleja cómo una falla de integridad menor, combinada con una decisión orientada a mantener la producción, puede escalar en magnitud. Aunque la decisión puede considerarse técnicamente sustentable, exigía transparencia, monitoreo exhaustivo y comunicación oportuna hacia los niveles directivos y de seguridad industrial.
La presencia de una fuga aparentemente menor en un ducto crítico, junto con la continuidad operativa, subraya la necesidad de fortalecer los protocolos de reporte y la gobernanza operativa. Solo así se evitará que incidentes menores evolucionen hacia riesgos mayores que impacten la producción, el entorno y la organización.
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