In mezzo a una settimana di orrore e crepacuore, indignazione e richieste di maggiore responsabilità, molti californiani non hanno potuto fare a meno di mettere in discussione tutte le altre piattaforme petrolifere che si sono arrugginite e si sono agitate per decenni a poche miglia dalla costa.

Prendi la piattaforma A, forse il rig più famoso di tutti:la mattina del 28 gennaio, 1969, questo incombente complesso di metallo al largo della costa di Santa Barbara aveva squarciato il fondo del mare e annerito il mare. Migliaia di uccelli, intriso d'olio, faticato a spiccare il volo. Le lontre di mare si agitavano nell'acqua. La fuoriuscita è diventata il "colpo ambientale sentito in tutto il mondo", galvanizzando la nazione e suggellando per sempre il disgusto della California per le trivellazioni offshore.

Ora, più di 50 anni dopo, i ricordi possono essere sbiaditi, ma questa piattaforma no. Piattaforme A, B e C, insieme a più di una dozzina di altri rig, continuano ad operare, spesso sotto supervisione discutibile e circostanze che sembrerebbero scioccanti per la maggior parte.

Gli esperti e i sostenitori dell'ambiente affermano che questa infrastruttura obsoleta probabilmente scatenerà più disastri negli anni a venire, poiché le compagnie petrolifere devono affrontare un futuro incerto, sono riluttanti a investire in aggiornamenti, e cedere beni ad aziende sempre più piccole.

Mentre i funzionari del settore rifiutano questa narrativa, i danni provocati dalla fuoriuscita di Orange County, la cui causa deve ancora essere determinata, è un monito straziante di ciò che è a rischio quando le nostre spiagge si sporcano di petrolio.

"Com'è che abbiamo la marea nera del 1969 e una grande rivoluzione ambientale, ed eccoci qui nel 2021 a fare i conti con le stesse piattaforme e gli stessi incidenti?" ha detto Maggie Hall, avvocato senior per il Centro di difesa ambientale, uno studio legale ambientale senza scopo di lucro creato in risposta alla fuoriuscita di Santa Barbara del 1969. "Sicuramente abbiamo imparato la lezione ormai... Continuare a far funzionare queste piattaforme antiquate pone rischi inaccettabili per il nostro ambiente marino, specialmente in un momento in cui siamo in una crisi climatica".

Mentre la California passa sempre più a un'energia più pulita, le sue restanti torri petrolifere offshore potrebbero sembrare reliquie di un'era dei combustibili fossili i cui giorni sono contati. Eppure è improbabile che queste piattaforme petrolifere vengano tappate e smantellate in tempi brevi. Le compagnie petrolifere hanno un incentivo a mantenerle operative, in parte perché i costi di smantellamento sono così elevati, o a scaricarle su società più piccole.

"Al largo della costa della California, è stato interessante perché c'è stata una spinta per tutti i piccoli operatori a subentrare, " ha detto David Valentino, uno scienziato della UC Santa Barbara che ha guidato importanti sforzi di ricerca nel disastro di Deepwater Horizon del 2010 e nella fuoriuscita di Refugio del 2015. "Quindi la maggior parte delle grandi compagnie petrolifere ha lasciato la California molto tempo fa perché è un ambiente commerciale inospitale per loro ... e la situazione o la prognosi per me è ancora peggiore perché [le compagnie più piccole] non hanno le tasche profonde per affrontare gli incidenti o la disattivazione".

Con pochi incentivi finanziari o normativi a chiudere queste strutture, questo miscuglio di società meno conosciute che ora gestiscono la maggior parte delle piattaforme e degli oleodotti è apparentemente scavato, tirando fuori gli ultimi residui di petrolio e gas da pozzi che hanno superato il loro apice.

Queste piattaforme antiquate hanno continuato a funzionare in gran parte, molti dicono, da un quadro di lunga data che risale all'Outer Continental Shelf Lands Act del 1953:la legge consente essenzialmente i contratti di locazione di trivellazione offshore, una volta concesso, per continuare in perpetuo fintanto che le operazioni di perforazione continuano.

"Quindi in pratica è un gioco di attesa fino alla scadenza dei contratti di locazione, e non scadono fino all'arresto della produzione di perforazione, "Ha detto Hall. "E non deve essere operativo a un certo importo. Lo standard è solo:i contratti di locazione continuano finché sono operativi".

Ben Oakley, manager della California Coastal Region per Western States Petroleum Assn., respinto l'idea che l'era delle piattaforme e delle infrastrutture fosse problematica. Oakley ha paragonato le piattaforme decennali della California al Golden Gate Bridge, che risale al 1933. "E' una struttura vecchia ma è mantenuta, "Oakley ha detto, sostenendo che la durata della vita degli oleodotti "è per sempre, a condizione che siano mantenuti correttamente e le agenzie [governative] si accertino che siano mantenuti".

Oakley ha anche sottolineato che i piccoli proprietari sono soggetti alla stessa supervisione e regole dei giganti aziendali.

"Gli standard non cambiano, " Egli ha detto.

Secondo un rapporto del 2020 contratto dal Bureau of Safety and Environmental Enforcement degli Stati Uniti, costerebbe più di 1,6 miliardi di dollari per smantellare le 23 piattaforme nelle acque federali, il che include la tappatura dei pozzi, smantellamento delle piattaforme e degli oleodotti, e lo smaltimento dei rifiuti. Globale, questo è un aumento del costo dell'11,5% rispetto alla stima del 2016 del Bureau.

Questi numeri possono essere sottostimati; Piattaforma di disattivazione Holly, un impianto costruito nel 1966, dovrebbe costare 350 milioni di dollari.

Nel caso della piattaforma A, che è gestito da DCOR, LLC, una piccola compagnia petrolifera e del gas con sede a Oxnard e Dallas, il costo è stimato intorno ai 49,6 milioni di dollari. Per quanto riguarda Elly, la piattaforma associata alla recente fuoriuscita e gestita dalla Beta Operating Co. con sede a Long Beach, quel numero è di 34,4 milioni di dollari.

Secondo gli esperti, il peso del decommissioning ricade generalmente sulle società che originariamente hanno costruito le strutture; però, nessun aggiornamento, le migliorie o le modifiche apportate alla struttura originaria sono a carico dell'operatore.

A titolo di esempio, Valentine ha osservato che dopo la fuoriuscita di Refugio del 2015, causata da un gasdotto corroso al largo della costa di Gaviota, Platform Holly, che era di proprietà della compagnia petrolifera ora in bancarotta Venoco Inc., dovuto interrompere la produzione. A causa dell'oleodotto rotto, che Venoco non possedeva, l'azienda non era in grado di trasportare petrolio.

"Quando la compagnia petrolifera non ha potuto ricominciare a produrre, sono appena andati a pancia in su. si sono arresi, " ha detto Valentine. "Non hanno venduto i loro beni, hanno appena consegnato tutto allo stato della California e se ne sono andati."

Chevron Corp., lo sviluppatore originale della piattaforma, alla fine ha sostenuto l'onere dei costi di smantellamento. Però, ha notato in una mozione di consenso del 2018 depositata presso il Dipartimento degli Interni degli Stati Uniti che gli obblighi della società non riguardavano i pozzi perforati dopo l'aprile 1999, quando la società ha venduto la piattaforma a Venoco.

"Le aziende maturano obblighi di disattivazione quando perforano un pozzo, installare una piattaforma, gasdotto o altro impianto, "ha detto Kristen Monsell, direttore legale oceanico presso il Centro per la diversità biologica.

Amplificare l'energia Corp., il proprietario della piattaforma Elly il cui oleodotto danneggiato è stato la fonte della recente fuoriuscita di petrolio al largo di Huntington Beach, è il tipo di operatore su piccola scala di cui molti in California si preoccupano.

Il Beta Field, dove operano Elly e le altre due piattaforme di proprietà di Amplify, è stato scoperto da un consorzio guidato da Shell Oil Co. nel 1976, ma il pompaggio dal vasto giacimento non è iniziato fino a quando l'infrastruttura non è stata completata nel 1981. Nel 1997, una società a responsabilità limitata denominata Aera Energy ha acquistato l'operazione e in seguito ha assunto un partner, Energia Nobile, secondo i documenti ottenuti dal Times.

Nel 2007, Pacific Energy Resources ha acquistato tutti i diritti sul gasdotto e lo ha venduto a Rise Energy Beta e SP Beta Properties nel 2009, con Rise Energy Beta che ha rilevato SP Beta Properties nel 2015. La stessa Rise Energy Beta era stata acquisita da Memorial Production Partners nel 2013. Quella società ha dichiarato bancarotta nel 2017, emergendo mesi dopo come Amplify Energy dopo aver eliminato $ 1,3 miliardi di debiti attraverso la ristrutturazione, secondo un comunicato della società.

Gli investigatori federali hanno emesso 125 violazioni di non conformità a Beta Operating, di cui due che hanno comportato multe per infortuni ai lavoratori.

Valentino, che è un professore di geochimica e microbiologia all'UC Santa Barbara, ha notato che la situazione in California gli ricorda le acque meno profonde al largo del Golfo del Messico, dove rimangono centinaia di piattaforme obsolete.

Cosa sta succedendo, Lui ha spiegato, è che le principali compagnie petrolifere si sono trasferite dalla California e dalle acque costiere più basse del Golfo, e in acque più profonde dove ci sono ancora enormi giacimenti di petrolio da scoprire e soldi da fare.

"Questo è il modo in cui stanno andando i grandi soldi nel settore:vogliono quelle scoperte importanti che le piccole aziende sono escluse dal perseguire perché il costo è così alto per fare la perforazione in questi ambienti profondi, " ha detto. "Davvero solo le major possono permetterselo. E il guadagno è enorme per loro.

"Quindi è lì che vedi molte piattaforme e infrastrutture davvero brillanti e brillanti e tecnologie più recenti. E in luoghi come la costa della California, quello che vedi è la stessa infrastruttura che c'era 40 anni fa, solo più arrugginita".

E si vede la ruggine.

Proprio nell'ultimo anno, più di 200 sospette fuoriuscite di petrolio sono state catturate dai satelliti nel Golfo del Messico, di dimensioni comprese tra circa 0,01 e 190 chilometri quadrati, e più di una dozzina nel Pacifico e circa 60 nell'Atlantico, secondo un database della National Oceanic and Atmospheric Administration.

Giovanni Velasco, scienziato capo del desk di monitoraggio delle fuoriuscite di petrolio del Servizio informazioni e satelliti della NOAA, ha detto che vede molte fuoriuscite, ad esempio, intorno al Texas e alla Louisiana, dove "l'infrastruttura petrolifera è un po' più vecchia".

Ha affermato che esiste un chiaro legame tra l'invecchiamento dell'infrastruttura e la frequenza delle fuoriuscite, notando che anche i pozzi abbandonati e chiusi tendono a perdere con l'età.

"Potrebbe esserci stata una società che è fallita in passato e ha lasciato la sua struttura in posizione che alla fine invecchia e perde. È successo, " ha detto. "Sono sigillati. Ma tu sai, in tempo, le cose arrugginiscono e iniziano a perdere. Potrebbe essere una buona testa, potrebbero essere le condutture".

È un problema, hanno detto sia Valentine che Richard Steiner, un esperto di fuoriuscite di petrolio con sede ad Anchorage, questo non farà che peggiorare.

"Mentre facciamo questa transizione verso un'economia a basse emissioni di carbonio, le compagnie petrolifere lo sanno, quindi sono un po' meno motivati ​​a reinvestire nella sostituzione dell'infrastruttura e negli aggiornamenti, "disse Steiner, un ex professore di conservazione marina presso l'Università dell'Alaska. "Abbiamo un po' paura che corrano verso il fallimento."

Valentine agreed:"I think they see the handwriting on the wall and know it's all going to go away and they are going to cease to exist, so why spend a bunch of money they can give to their shareholders? So, yeah. It's going to be tough."

Charles Lester, former executive director of the California Coastal Commission, said another danger of the old platforms changing hands is the state's ability to track who is responsible.

"Who knows what kind of arrangements have been passed on to others?" said Lester, who now heads UC Santa Barbara's Ocean and Coastal Policy Center. "Partly the challenge is to now go look at these existing arrangements and find out who is responsible."

For the companies that have remained in California, they haven't given up:In 2014, federal regulators quietly rubber-stamped at least 51 permits for offshore hydraulic fracturing and acidizing, a technique that involves pumping acid to lengthen the useful life of a well. The industry calls these less conventional methods of oil production "enhanced recovery" or "well stimulation techniques."

"They're basically trying to get the last drop of oil out of these wells, "disse Sala, whose nonprofit organization is in the midst of a lawsuit challenging these permits. "If they're not allowed to do these newer risky practices, they wouldn't be able to operate for as long."

Exxon Mobil Corp. and DCOR, LLC—which operates on Platform A and many of the remaining platforms—have intervened in that case. In declarations to the court, top company officials stated their need for these enhanced recovery methods to continue operations.

"The ability to pursue permits to utilize Well Stimulation Techniques to improve potential productivity of the wells at these platforms is vital to DCOR's efforts to fully develop these investments, " DCOR Manager Alan C. Templeton said in a 2017 court record. "An injunction would severely restrict DCOR's plans to develop its existing ... leases."

©2020 Los Angeles Times.
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