Una imprimación Dilbit: en qué se diferencia del aceite convencional

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Cuando los servicios de emergencia llegaron a Marshall, Michigan, el 26 de julio de 2010, encontraron que el río Kalamazoo había sido ennegrecido por más de un millón de galones de petróleo. No descubrieron hasta más de una semana después que la tubería rota transportaba betún diluido, también conocido como dilbit, de la región de arenas bituminosas de Canadá. Limpiarlo los desafiaría de una manera que nunca habían imaginado. En lugar de tomar un par de meses, como esperaban originalmente, casi dos años después, el trabajo aún no está completo.

Dilbit es más difícil de eliminar de las vías fluviales que el petróleo crudo ligero típico, a menudo llamado crudo convencional, que históricamente se ha utilizado como fuente de energía.

Mientras que la mayoría de los hidrocarburos convencionales flotan en el agua, gran parte del dilbito se hundió bajo la superficie. El petróleo sumergido es significativamente más difícil de limpiar que el petróleo flotante: una gran cantidad de petróleo permanece en el lecho del río cerca de Marshall, y se espera que la limpieza continúe hasta finales de 2012.

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InsideClimate News pasó siete meses investigando qué hizo que el derrame de Marshall fuera diferente de los derrames de petróleo convencionales. Parte del desafío fue que ha habido poca investigación científica sobre dilbit; la mayoría de los estudios que se han realizado fueron realizados por la industria y se consideraron información de propiedad exclusiva.

La información que encontramos proviene de registros gubernamentales y estudios de la industria disponibles públicamente, además de docenas de entrevistas con analistas de la industria, funcionarios federales y estatales, y varios investigadores universitarios que han trabajado con la industria petrolera. También entrevistamos a grupos de vigilancia que se han centrado en aumentar las regulaciones de dilbit, incluidos Pipeline Safety Trust, Natural Resources Defense Council y Pembina Institute, un grupo de expertos canadiense muy respetado que apoya la energía sostenible.

Los expertos de la Universidad de Alberta y la Universidad de Calgary, donde se han realizado investigaciones sobre arenas bituminosas, no respondieron a las solicitudes de comentarios. InsideClimate solicitó al Instituto Americano del Petróleo ya la Asociación Canadiense de Productores de Petróleo que nos pusieran en contacto con sus expertos, pero ninguna de las organizaciones proporcionó científicos o ingenieros para las entrevistas.

¿Qué es Dilbit?

Dilbit significa betún diluido.

El betún es un tipo de petróleo crudo que se encuentra en los depósitos de arenas bituminosas naturales; es el petróleo crudo más pesado que se usa en la actualidad. Las arenas bituminosas, también conocidas como arenas bituminosas, contienen una mezcla de arena, agua y betún aceitoso. La región de arenas bituminosas de Alberta, Canadá, es la tercera reserva de petróleo más grande del mundo.

¿Qué hace que el betún sea diferente del aceite regular o convencional?

El petróleo crudo convencional es un líquido que se puede bombear desde depósitos subterráneos. Luego se envía por tubería a las refinerías donde se procesa en gasolina, diésel y otros combustibles.

El betún es demasiado espeso para ser bombeado desde el suelo oa través de tuberías. En cambio, la sustancia pesada similar al alquitrán debe extraerse inyectando vapor en el suelo. El betún extraído tiene la consistencia de la mantequilla de maní y requiere un procesamiento adicional antes de que pueda enviarse a una refinería.

Hay dos formas de procesar el betún.

Algunos productores de arenas bituminosas utilizan instalaciones de mejora in situ para convertir el betún en crudo sintético, que es similar al crudo convencional. Otros productores diluyen el betún utilizando crudo ligero convencional o un cóctel de líquidos de gas natural.

El betún diluido resultante, o dilbit, tiene la consistencia del crudo convencional y puede bombearse a través de tuberías.

¿Qué productos químicos se añaden para diluir el betún?

La composición exacta de estos productos químicos, denominados colectivamente diluyentes, se considera un secreto comercial. Los diluyentes varían dependiendo del tipo particular de diluyente que se produzca. La mezcla a menudo incluye benceno, un carcinógeno humano conocido.

Si el dilbit tiene la consistencia del crudo normal, ¿por qué se hundió durante el derrame de Marshall?

El dilbit que se derramó en Marshall estaba compuesto por un 70 por ciento de betún y un 30 por ciento de diluyentes. Aunque el dilbit inicialmente flotó en el agua después de que se abrió la tubería 6B, pronto comenzó a separarse en sus diferentes componentes.

La mayoría de los diluyentes se evaporaron a la atmósfera, dejando atrás el betún pesado, que se hundió bajo el agua.

Según los documentos publicados por la Junta Nacional de Seguridad en el Transporte, una agencia federal que está investigando el derrame, la mayoría de los diluyentes tardaron nueve días en evaporarse o disolverse en el agua.

¿El petróleo crudo convencional también puede hundirse en el agua?

Sí, pero en mucha menor medida.

Cada tipo de petróleo crudo se compone de cientos de productos químicos diferentes, que van desde compuestos ligeros y volátiles que se evaporan fácilmente hasta compuestos pesados ​​que se hunden.

La gran mayoría de los productos químicos que se encuentran en el petróleo convencional se encuentran en el medio del paquete: lo suficientemente livianos como para flotar pero demasiado pesados ​​como para expulsarlos a la atmósfera.

Dilbit tiene muy pocos de estos compuestos de gama media: en cambio, los productos químicos tienden a ser muy ligeros (los diluyentes) o muy pesados ​​(el betún).

Debido a que el betún representa del 50 al 70 por ciento de la composición del dilbit, es probable que al menos el 50 por ciento de los compuestos del dilbit se hundan en el agua, en comparación con menos del 10 por ciento para la mayoría de los crudos convencionales.

¿Cómo saber si un tipo particular de petróleo crudo se hundirá o flotará?

La industria clasifica los diferentes crudos en livianos, medianos o pesados, con base en sus densidades. Existe un debate sobre los límites para estas categorías, pero el betún cae en la categoría "extra pesado" porque es más denso que el agua. El betún diluido que se derramó del 6B era más liviano que el agua y se consideró crudo pesado.

Pero la densidad por sí sola no determina si un tipo particular de petróleo crudo se hundirá o flotará, dijo Nancy Kinner, profesora de ingeniería civil y ambiental en la Universidad de New Hampshire que estudia el petróleo sumergido. El clima y otras condiciones pueden cambiar la flotabilidad de los crudos: por ejemplo, los crudos que son más livianos que el agua pueden hundirse si se mezclan con sedimentos.

Eso es exactamente lo que pasó con el betún de 6B. En general, la densidad del betún varía desde un poco más pesado que el agua hasta apenas un poco más liviano que el agua. El betún que se derramó en Marshall estaba en el extremo más ligero de la escala. Marc Huot, analista técnico y de políticas del Programa de Arenas Petrolíferas del Instituto Pembina, dijo que la densidad del betún era tan cercana a la del agua que estaba en "un área gris. Puede o no flotar dependiendo de [las condiciones]... piense en un log—flota, pero no muy bien".

Pero como el betún se mezcló con granos de arena y otras partículas en el río, el peso del sedimento arrastró el betún bajo el agua.

¿Por qué ha sido tan difícil limpiar el petróleo sumergido en Kalamazoo?

Los procedimientos y equipos de limpieza existentes están diseñados para capturar hidrocarburos flotantes. Debido a que el accidente de Marshall fue el primer derrame importante de dilbit en aguas estadounidenses, los expertos en limpieza en la escena no estaban preparados para el desafío del petróleo sumergido.

La EPA ha supervisado la limpieza de casi 8400 derrames desde 1970, pero en múltiples entrevistas con InsideClimate News, los funcionarios de la agencia dijeron que la limpieza del derrame de Marshall no se parecía a nada que hubieran enfrentado.

"[No es] algo con lo que mucha gente haya lidiado", dijo Kinner. "Cuando no puedes ver [el petróleo], no sabes dónde está, por lo que es muy difícil limpiarlo".

Una vez que los equipos de limpieza localizan el petróleo sumergido, es difícil sacarlo sin destruir el lecho del río. Los trabajadores de limpieza en Marshall se vieron obligados a improvisar procedimientos menos invasivos que equilibraban la limpieza del petróleo con la protección del ecosistema.

El 16 de julio de 2010, solo nueve días antes del accidente de Marshall, la EPA advirtió que la naturaleza patentada de los diluyentes que se encuentran en el dilbit podría complicar los esfuerzos de limpieza. La agencia estaba comentando sobre el Borrador de la Declaración de Impacto Ambiental (EIS) del Departamento de Estado del Keystone XL, un oleoducto propuesto que transportaría dilbit canadiense a través de seis estados de EE. UU. y el acuífero Ogallala de importancia crítica.

"Primero, notamos que para que el betún sea transportado por la tubería, será 'diluido con material de corte (cuya composición específica es información de propiedad de cada transportista) o se aplicará una tecnología de mejora para convertir el betún al crudo sintético'", escribió la EPA. “…Sin mayor información sobre las características químicas del diluyente o del crudo sintético, es difícil determinar el destino y transporte de cualquier hidrocarburo derramado en el medio acuático.

"Por ejemplo, la naturaleza química del diluyente puede tener implicaciones significativas para la respuesta, ya que puede tener un impacto negativo en la eficacia de los equipos flotantes tradicionales de respuesta a derrames de petróleo o en las estrategias de respuesta. Además, el Borrador de EIS aborda el petróleo en general y, como se explicó anteriormente, puede No sería apropiado suponer que este bitumen crudo/crudo sintético comparte las mismas características que otros petróleos".

¿Cómo afecta Dilbit la seguridad de las tuberías?

Algunos grupos de vigilancia sostienen que el dilbit es más corrosivo que el petróleo convencional y provoca más fugas en los oleoductos. La industria cuestiona esa teoría y no hay estudios independientes que respalden a ninguna de las partes. A fines de 2011, el Congreso aprobó un proyecto de ley que ordenaba a la Administración de Seguridad de Materiales Peligrosos y Tuberías (PHMSA, por sus siglas en inglés) que estudiara si el dilbit aumenta el riesgo de derrames. Se esperan resultados en 2013.

La industria dice que el petróleo de arenas bituminosas canadienses es muy similar a los crudos pesados ​​convencionales de lugares como Venezuela, México y Bakersfield, California. Esos crudos, sin embargo, no se transportan a través de los oleoductos de la nación. El petróleo de Bakersfield se procesa en refinerías en el lugar, mientras que las importaciones venezolanas y mexicanas se envían en camiones cisterna a refinerías en la costa del Golfo de EE. UU.

Los mismos organismos de control que critican a Dilbit dicen que el crudo sintético, que también está hecho de betún, no representa amenazas adicionales para la seguridad de los oleoductos. Actualmente, EE. UU. importa más de 1,2 millones de barriles de crudo sintético y dilbit canadiense por día, y se espera que esa cifra aumente drásticamente en la próxima década. La mayor parte del aumento de la producción provendrá del dilbit, porque los mejoradores de crudo sintético de Canadá han alcanzado su capacidad y porque es financieramente más lucrativo para las refinerías estadounidenses procesar el dilbit.

¿El gobierno regula el dilbit de manera diferente al petróleo crudo convencional?

En su mayor parte, no.

Dilbit no está sujeto a ninguna normativa de seguridad adicional y PHMSA no rastrea el tipo específico de petróleo crudo que fluye a través de cada oleoducto. Esta es una de las razones por las que es difícil comparar el historial de seguridad de Dilbit con el del crudo convencional.

Pero el petróleo de las arenas bituminosas está regulado de manera diferente en lo que respecta a los impuestos. La industria petrolera paga un impuesto de 8 centavos por barril sobre el petróleo crudo producido e importado a los EE. UU. El impuesto se destina al Fondo Fiduciario de Responsabilidad por Derrames de Petróleo, que proporciona fondos de emergencia para la limpieza y las reclamaciones por derrames de petróleo. Tanto los derrames de Marshall como los de BP en la Costa del Golfo han aprovechado ese fondo.

A principios de 2011, cinco meses después del derrame de Marshall, el IRS dictaminó eximir del pago de este impuesto al dilbit y al crudo sintético. El servicio de noticias sobre energía y medio ambiente E&E Publishing informó que la exención se hizo "a pedido de una empresa cuya identidad se mantuvo en secreto".

Algunos dicen que el petróleo de las arenas bituminosas de Canadá es tan diferente según su química, comportamiento y cómo se produce, que no debería considerarse petróleo crudo.

"Uno no consideraría el crudo típico de las arenas bituminosas", dijo Kinner, profesor de la Universidad de New Hampshire. "La mayoría de las personas que se ocupan del petróleo y los derrames de petróleo no lo consideran petróleo crudo".

Kinner codirige el Centro de Investigación de Respuesta Costera, una colaboración entre la universidad y la Administración Nacional Oceánica y Atmosférica. El centro lleva a cabo investigaciones sobre innovaciones en respuesta a derrames y recientemente lanzó un Grupo de Trabajo de Petróleo Sumergido.

El auge de las arenas bituminosas es parte de una tendencia más amplia de la industria de producir crudos más pesados, ya sea betún o crudos pesados ​​convencionales, dijo Kinner. "Todas las cosas más livianas se han agotado... no estaríamos tomando arenas bituminosas si no fuera económicamente viable... y con el tiempo, habrá más [derrames con] petróleo sumergido".

Anthony Swift, un abogado del Consejo de Defensa de los Recursos Naturales que ha pasado años estudiando la industria de las arenas bituminosas, dijo que el derrame de Marshall apunta a la necesidad de regulaciones más estrictas sobre los dilbitos.

El derrame de Marshall no es el derrame de petróleo más grande en la historia de los Estados Unidos, pero es, con mucho, el más costoso. Usando cifras de la base de datos de incidentes de oleoductos de PHMSA, Swift calculó que el costo promedio de limpieza de cada derrame de crudo de los últimos 10 años fue de $2,000 por barril. El derrame de Marshall ha costado más de $ 29,000 por barril.

"Cuando tienes algo que no es el derrame más grande que hemos tenido, pero resulta ser mucho más dañino y difícil de manejar, eso plantea la pregunta, ¿en qué fue diferente este derrame?" dijo Swift. "Y lo que fue diferente es lo que se derramó".

La investigadora Lisa Schwartz contribuyó a este informe.