'Ahí afuera se está pudriendo': los vecinos de Mountain Valley temen que las tuberías estén envejecidas

BOONES MILL, Va. — El desarrollador del oleoducto Mountain Valley ahora tiene un camino claro para terminar el proyecto. Pero también tiene, literalmente, toneladas de tuberías viejas que han estado expuestas a la intemperie durante hasta seis años.

Ése es un problema potencial de seguridad, según expertos, fabricantes, defensores de la seguridad y opositores del oleoducto. La luz del sol y la lluvia degradan el revestimiento epoxi de las tuberías que previene la corrosión. Los daños al revestimiento aumentan el riesgo de roturas y explosiones.

"Hay tuberías ahí afuera pudriéndose", dijo Roberta Bondurant de Bent Mountain, cerca de Roanoke, una de las opositoras más abiertas al proyecto conocido como MVP. Llamó a la situación actual “una promesa de explosión aleatoria... en algún lugar a lo largo de las 300 millas de esta bomba casera”.

Los funcionarios de Equitrans Midstream Corp., que está desarrollando la línea de 303 millas, dicen que no hay que preocuparse. Durante los años de retrasos en la construcción, sus equipos han estado monitoreando los segmentos de tubería en el campo y en los patios de tuberías, y cada uno será inspeccionado y probado antes de ser agregado. La tubería que falla, dicen, será reemplazada.

"En primer lugar, la construcción y operación segura del proyecto MVP sigue siendo nuestra principal prioridad", dijo en un correo electrónico Natalie Cox, portavoz del oleoducto y Equitrans. "Se seguirán revisando las tuberías para identificar cualquier problema que deba abordarse antes de colocarlas en la zanja y rellenarlas".

Las preguntas sobre la tubería se suman a los peligros de deslizamientos de tierra inherentes a la construcción de un proyecto largo en terreno montañoso. La tubería transportará gas a 1.400 libras de presión por laderas empinadas de montañas y terrenos propensos a la erosión. Equitrans ha sido citada por los reguladores por violaciones de construcción y demandada por el estado por cientos de problemas relacionados con la erosión.

La seguridad del oleoducto podría ser el nuevo campo de batalla para Mountain Valley ahora que el presidente Joe Biden y el Congreso han superado el estancamiento legal y regulatorio que había puesto en peligro el proyecto como parte de un acuerdo para aumentar el límite de deuda. Los opositores dicen que la tubería debería reemplazarse o recubrirse en una instalación segura antes de enterrarla. Eso podría añadir gastos y retrasos considerables a un proyecto que ya supera el presupuesto y lleva años de retraso.

La semana pasada, una coalición de grupos ambientalistas instó a los reguladores federales, en una carta, a "imponer los estándares ambientales y de seguridad más altos posibles" disponibles. La mayoría de los grupos han criticado el oleoducto o se han opuesto a su aprobación. El viernes, el oleoducto recibió su permiso final, lo que le permitirá estar operativo a finales de año (ver artículo relacionado).

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A lo largo de las aproximadamente 20 millas de la ruta donde la tubería no ha sido enterrada, los segmentos de 40 pies de tubería de color verde azulado (3 ½ pies de diámetro) están dispersos a lo largo de su camino. El resto de tuberías se apilan en patios de almacenamiento. Se estableció allí hace ya seis años, antes de que la construcción se detuviera debido a la multitud de impugnaciones legales exitosas presentadas por grupos ambientalistas.

En un soleado día laborable de marzo, Bondurant redujo la velocidad de su automóvil hasta detenerse en una carretera rural pavimentada y señaló varios segmentos de tubería que se encontraban a lo largo de un camino estrecho, despejado para el oleoducto hace años.

“Esa tubería ha estado ahí desde 2019”, dijo. Unos minutos más tarde, se detuvo en la casa de Anne Bernard en Boones Mill. Bernard sacó fotografías de un segmento de tubería instalado en agua estancada detrás de su casa. Subiría y bajaría, dijo, dependiendo del nivel del agua.

¿Ese movimiento hacia arriba y hacia abajo podría haber dañado la soldadura que une el segmento con el resto de la tubería? Estaba tan preocupada que llamó a un agente inmobiliario para el oleoducto.

“Él dijo: 'Van a inspeccionar esas soldaduras'”, recordó. "Sí. Bien."

El oleoducto va desde el corazón de la zona de perforación Marcellus Shale en el norte de Virginia Occidental hasta el oleoducto Transcontinental en Virginia central. Fue aprobado por primera vez por los reguladores federales de energía en octubre de 2017. En medio de los retrasos, el costo estimado ha aumentado de aproximadamente $3 mil millones a alrededor de $6,6 mil millones. Con la aprobación del acuerdo sobre el límite de la deuda, los promotores dicen que podrán terminarlo a finales de este año.

Los desarrolladores del gasoducto compraron gran parte de la tubería incluso antes de obtener el permiso de la Comisión Federal Reguladora de Energía, según documentos judiciales.

El revestimiento verde azulado de la tubería se llama Scotchkote FBE 6233, fabricado por 3M. Está diseñado para prevenir la corrosión durante décadas mientras las tuberías transportan su carga peligrosa. La Administración de Seguridad de Materiales Peligrosos y Oleoductos (PHMSA) dice que de 1998 a 2017, alrededor del 18 por ciento de los accidentes de oleoductos fueron causados ​​por la corrosión.

Sin embargo, el revestimiento no está diseñado para permanecer bajo el sol y la lluvia durante largos períodos de tiempo. Se supone que debe estar enterrado.

Después de un tiempo de exposición al sol, la capa más externa del revestimiento se desmorona hasta convertirse en polvo calcáreo. Cuando llueve, la tiza se lava y la degradación comienza de nuevo, según un informe técnico de 3M. La exposición prolongada también puede hacer que el recubrimiento sea más quebradizo y propenso a agrietarse.

No está claro exactamente cuándo se consideraría. Un boletín anterior de la Asociación Nacional de Aplicadores de Recubrimiento de Tuberías dice: "No se recomienda el almacenamiento sobre el suelo de tuberías recubiertas durante más de seis meses sin protecciones ultravioleta adicionales".

El informe técnico de 3M señala un estudio que recomienda que las tuberías no se dejen expuestas a la intemperie durante más de un año. Pero también señala que la tubería en un proyecto en el Medio Oriente mostró “sólo efectos mínimos” después de tres años de almacenamiento.

Un portavoz de 3M remitió las preguntas a los desarrolladores del oleoducto. La asociación de aplicadores de revestimiento de tuberías no respondió a las solicitudes de comentarios sobre cuánto tiempo la tubería recubierta puede permanecer descubierta de forma segura al aire libre.

Un portavoz de la PHMSA respondió destacando las normas de seguridad de la agencia y el trabajo reciente para concienciar a las empresas sobre los "peligros geográficos" como los deslizamientos de tierra. El año pasado, la agencia emitió un boletín nacional para las empresas de oleoductos destacando esos riesgos.

A medida que la tubería comprada para el proyecto del oleoducto Keystone XL, ahora cancelado, envejecía en medio de batallas legales, el promotor del proyecto envió a sus expertos a examinar el revestimiento. Descubrieron que después de nueve años, los recubrimientos epoxi sin protección "no lograron conservar sus propiedades y atributos originales".

El revestimiento anticorrosión de la tubería "probablemente se haya degradado" si ha estado expuesta al sol desde los primeros días de la construcción, dijo Rick Kuprewicz, un ingeniero químico que trabajó durante años en la industria y ahora asesora sobre seguridad de tuberías.

Pero dijo que hay maneras de compensar eso. Lo más importante para prevenir la corrosión, dijo, es lo que se llama “protección catódica”, un sistema que utiliza corriente eléctrica para protegerse de la corrosión. El código regulatorio, dijo Kuprewicz, no tiene estándares para los sistemas de protección catódica.

"Dice que hay que tener protección catódica", dijo en una entrevista. "Nada dice que tenga que funcionar".

Y, añade, las empresas de oleoductos consideran los detalles de sus sistemas de protección como un secreto que debe guardarse celosamente.

Pero la protección catódica no es una solución aceptable para un recubrimiento ineficaz, dijo Bill Caram, director ejecutivo de Pipeline Safety Trust, un grupo de defensa de Bellingham, Washington.

"Ninguno de los dos es 100% efectivo", dijo en un correo electrónico. “El revestimiento protector ofrece la primera línea de defensa. Se siguen atribuyendo demasiados fallos a la corrosión como para asumir que la protección catódica será suficiente”.

Caram también dijo que en áreas escasamente pobladas hay menos requisitos que en áreas urbanas para que las empresas de oleoductos planifiquen y tengan en cuenta los peligros de movimientos de tierra, como deslizamientos de tierra.

Los opositores al oleoducto de Mountain Valley no son los únicos que han expresado su preocupación sobre la seguridad de dejar el oleoducto al sol por mucho tiempo. Un alto ejecutivo de Equitrans testificó en 2018 que la empresa necesitaba enterrar la tubería para proteger el revestimiento.

“A medida que se expone al sol, envejece u se oxida y, de hecho, se vuelve más delgado”, testificó Robert Cooper, vicepresidente senior de ingeniería y construcción del proyecto, durante una audiencia de expropiación en un tribunal federal de Roanoke. "Antes de que se vuelva demasiado fino para usarlo, hay que protegerlo del sol".

Cox no hizo comentarios sobre el testimonio de Cooper de 2018.

En 2018, Equitrans buscaba acceder a terrenos privados antes de obtener un permiso federal mediante un proceso de expropiación eminente conocido como "toma rápida". Los residentes locales dicen que las marcas en las tuberías indican que el recubrimiento se aplicó a las tuberías en 2017 o antes.

Los inspectores, dijo Cox, revisarán cada segmento de tubería con un dispositivo llamado "detector de vacaciones" que utiliza corriente eléctrica para señalar cualquier "vacaciones": espacios, daños o puntos delgados en la capa protectora.

"Cada pieza de tubería enterrada ha pasado inspecciones y pruebas", dijo. PHMSA, agregó, realiza auditorías para asegurar el cumplimiento de la normativa y las especificaciones del proyecto.

Los problemas con el revestimiento han provocado importantes roturas de tuberías en los últimos años, aunque las tuberías y los revestimientos quedaron enterrados décadas antes.

Después de una explosión fatal de gas en un oleoducto de 60 años en Kentucky en 2019, los investigadores de la Junta Nacional de Seguridad en el Transporte dijeron que el revestimiento anticorrosión del oleoducto se había degradado. El sistema de protección catódica era "ineficaz", según la NTSB, y las fallas provocaron grietas cerca del defecto en la superficie exterior de la tubería.

La causa de una explosión en 2021 en un oleoducto de Kinder Morgan Inc. que mató a dos personas también estuvo relacionada con el recubrimiento que se desprendió de la tubería y la falta de la compañía para mantener registros precisos sobre el recubrimiento.

En 2020, PHMSA citó a Equitrans, alegando que los equipos no construyeron una sección de MVP según las especificaciones y que colocaron tuberías en zanjas de una manera que podría dañarlas. Equitrans cuestionó las acusaciones.

Aproximadamente dos tercios del oleoducto discurre por terreno susceptible a deslizamientos de tierra, según la declaración de impacto ambiental de MVP realizada para la FERC. Además, la Blue Ridge Parkway ha estado cerrada durante varios años en las afueras de Roanoke, cerca del camino del oleoducto, mientras el Servicio de Parques Nacionales trabaja para reparar los daños causados ​​por un deslizamiento de tierra que destruyó 150 pies de la carretera.

La nueva ley que eliminó los obstáculos legales para MVP ordenó a las agencias federales emitir permisos rápidamente. Las personas que viven en el área dicen que han visto señales de una mayor actividad, como camiones cargados con equipos para cercar las áreas de construcción.

Equitrans afirma que el proyecto podrá estar terminado a finales de año, lo que será el comienzo de la prueba real de la integridad de la tubería.