En los últimos días, la empresa del Estado ha reconocido el derrame ocurrido en un ducto de 36 pulgadas, pero no existe la determinación del valor total del derrame, cuantos barriles pudieron haber sido expuestos en el mar, y cuántos de estos realmente fueron convertidos por la naturaleza en emulsiones espesas que llegaron a las playas de Veracruz.
El 8 de febrero, buzos detectaron una fuga en un oleoducto de 36 pulgadas. La localización de la fuga tomó 48 horas, y fue reparada el 18 de febrero, momento en que se detuvo la salida de crudo. ¿Cuánto fue el volumen derramado?
El hidrocarburo derramado se ubicó en la región Abkatun-Cantarell. Posteriormente, el material fue dispersado 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"; sin embargo, en respuesta a la contingencia reportada, se llevó a cabo un despliegue de once embarcaciones para contener, recuperar y dispersar los hidrocarburos liberados por el oleoducto. ¿Cuál fue el volumen total de petróleo crudo derramado?
La gestión operativa del ducto de 36 pulgadas determinó no suspender completamente el flujo tras la detección del derrame, considerando criterios para limitar tanto la duración como la magnitud del incidente. No obstante, la válvula principal fue cerrada el 14 de febrero, ocho días después de identificar la fuga. ¿Fue una decisión correcta?
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 el transporte de entre 300 y 700 mil barriles diarios de crudo pesado en condiciones típicas de operación. Este tipo de infraestructura requiere monitoreo continuo mediante SCADA, válvulas de seccionamiento instaladas estratégicamente, protección anticorrosiva y catódica, así como programas de inspección interna (ILI). Toda anomalía en la presión o variaciones inesperadas en el caudal representan un riesgo operativo significativo debido al volumen transportado y la energía contenida en la línea.
En la conferencia de prensa reciente se confirmó que el derrame se originó en el ducto denominado OLD AK-C, el cual inicia en la plataforma de enlace AKAL-C. La función principal de esta plataforma 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.
Este ducto, según información, podría ser OLD AK C – DBS D 001A, es un oleoducto troncal de 36 pulgadas y 161.88 km que transporta crudo Maya desde la plataforma Akal C (enlace) hasta Dos Bocas L1. Opera como línea estratégica de evacuación de la producción de Cantarell y Kumaza, con capacidad del orden de 300–700 mil barriles diarios, bajo control Scada. Existe otro ducto de nombre OLD AK-C bajo la sigla OLD AK C – AK B D 0174 (36” × 5.287 km) puede ser cerrado, pero solo bajo condiciones controladas, porque su función es interconectar dos plataformas críticas del complejo Akal.
Realizando una segregación, podemos decir lo siguiente:
El ducto AK C – AK B D 0174 es una línea de interconexión interna de corta longitud, con bajo inventario y menor energía hidráulica; esto permite su cierre de manera rápida, segura y eficiente. En contraste, el OLD AK C – DBS D 001A constituye una línea troncal de gran extensión (161.88 km) hacia Dos Bocas, caracterizada por su alto volumen y criticidad, lo cual hace que su cierre sea considerablemente más complejo. El cierre del ducto AK C – AK B D 0174 impacta únicamente al sistema Akal, requiriendo la reducción o suspensión de producción en la plataforma que pierda su ruta de envío, pero no afecta la evacuación principal hacia Dos Bocas. Por otro lado, el cierre del OLD AK C – DBS D 001A compromete toda la evacuación de crudo desde Akal hacia tierra, pudiendo generar paros masivos, acumulación de presión, necesidad de despresurización controlada y pérdidas operativas significativas.
Surge la siguiente cuestión: ¿Fue una decisión operativa adecuada no cerrar el ducto, considerando que dicha acción podría haber generado inconvenientes en la producción de petróleo crudo maya?
Desde una perspectiva técnica, es posible formular una hipótesis narrativa sobre lo ocurrido a partir de la información previamente presentada. La evidencia técnica disponible señala que se trató de una falla de integridad menor, posiblemente una fisura o un punto de debilitamiento localizado. Este tipo de fallas suele generar volúmenes iniciales de derrame limitados y, en condiciones habituales, puede resolverse mediante reparaciones rápidas sin requerir la interrupción del flujo.
Se puede concluir el análisis realizado previamente al identificar la falta de integridad del ducto, en la decisión tomada de no detener la producción, decisión que pudo fundamentarse en dos factores operativos principales posiblemente considerados:
Riesgo para la continuidad productiva: El cierre del ducto habría requerido la suspensión de pozos, la disminución de presiones operativas y la afectación temporal en la producción de crudo en Cantarell y Kumaza.
Percepción de control técnico: Se estimó que la falla tenía un carácter menor y que era posible su reparación sin impacto en el suministro ni consecuencias ambientales relevantes.
Desde una perspectiva técnica, la continuidad operativa se considera viable cuando: la fuga es de baja magnitud, la presión del ducto permanece estable y la reparación puede llevarse a cabo en un plazo reducido. No obstante, esta determinación requiere el cumplimiento de un protocolo riguroso de reporte, supervisión y mitigación; la falta o el retraso en su aplicación aumenta el riesgo institucional.
Hipótesis del derrame: Aunque la falla pudo haber sido inicialmente de menor magnitud, fue tomada la decisión de mantener el flujo, y esto conllevo a riesgos significativos que dieron al escalamiento de la fisura, debido a una presión continua, el aumento del volumen derramado ante una degradación de la integridad del ducto, y ocasionado retrasos en la respuesta del cómo actuar, ante una matriz de decisión no realizada en forma correcta, ocasionando una circulación insuficiente de información hacia la cadena de mando, así como un impacto reputacional e institucional en caso de que la situación se agravara, como pasó.
Según imágenes satelitales proporcionadas por Skytruth y el mapa de localización del derrame, presentado en la rueda de prensa, se puede elaborar una hipótesis sobre el evento. Se estima que el área afectada cubrió aproximadamente 43.5 km², con un espesor promedio de 0.3 mm (crudo Maya 22° API), lo que corresponde a cerca de 82 mil barriles de crudo. La fuga, ocurrida entre el 8 y el 18 de febrero, habría liberado un promedio de 8,200 barriles diarios. El análisis hidráulico del ducto de 36 pulgadas permite estimar una posible fisura final con un diámetro de fuga en el rango de 18–21 mm, lo cual resulta consistente con una pérdida sostenida capaz de generar la extensión observada.
La cuestión planteada es determinar el tamaño de la fisura al momento de que los buzos descendieron y detectaron la fuga después de 48 horas. El sistema Scada (Supervisory Control And Data Acquisition) permite identificar pérdidas de integridad cuando la fuga o daño genera un cambio hidráulico cuantificable. En términos operativos, puede detectar fugas a partir de orificios de 8–15 mm (mínimo) hasta eventos críticos que ocasionan caídas abruptas de presión o desbalances importantes de flujo (máximo). Las fugas inferiores a 8 mm o aquellas asociadas a una degradación progresiva habitualmente no son detectadas por Scada y requieren métodos de Inspección en Línea o inspección directa.
El incidente ocurrido en el ducto de 36 pulgadas corresponde a una situación en la que una falla de integridad menor coincidió con una decisión operativa enfocada en asegurar la continuidad productiva. Si bien dicha decisión resulta técnicamente sustentable, exigía un proceso transparente, monitoreo exhaustivo y comunicación oportuna hacia los niveles directivos de operación y seguridad industrial.
La presencia de una fuga de baja magnitud en un ducto crítico, sumada a la decisión de continuar con la producción, destaca la necesidad de robustecer los protocolos de reporte y la gobernanza operativa. Esto resulta esencial para garantizar que incidentes menores no evolucionen hacia riesgos significativos que impacten la producción, el entorno y la organización.
Conclusión de las hipótesis: El derrame ocurrido en el ducto de 36 pulgadas, inicialmente clasificado como una fuga menor, pudo resultar posiblemente en la liberación de 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 significativamente el daño. Este caso evidencia deficiencias en el reporte, monitoreo y toma de decisiones relacionadas con infraestructura crítica, y demuestra cómo una omisión temprana puede transformar un incidente gestionable en un riesgo ambiental y público de gran magnitud.
Es fundamental conocer el volumen total del derrame con el fin de evaluar correctamente los costos, daños y las medidas a implementar tanto a corto como a largo plazo.
