Troppo sole degrada i rivestimenti che impediscono ai tubi di corrodersi, rischiando perdite, sversamenti ed esplosioni

0
41

Per gli sviluppatori di gasdotti che cercano un buon affare su una sezione di tubo d'acciaio di 100 miglia, una recente pubblicità ha affermato di avere proprio quello che stanno cercando.

A seguito dell'annullamento del gasdotto del gas naturale proposto dalla Costituzione in Pennsylvania e New York, una società di private equity ha recentemente offerto un "enorme inventario" di tubi in acciaio rivestiti di "alta qualità" mai utilizzati.

Ciò che la società non ha menzionato è che il tubo potrebbe essere rimasto esposto alle intemperie per più di un anno, un periodo di tempo che supera le raccomandazioni dei produttori di rivestimenti per tubi per lo stoccaggio fuori terra, il che potrebbe rendere il tubo soggetto a guasti .

Lo stoccaggio a lungo termine di tubi fuori terra è diventato un luogo comune poiché gli sviluppatori di condutture iniziano regolarmente le attività di costruzione sui progetti di condutture prima di ottenere tutti i permessi necessari e poiché le sfide legali aggiungono lunghi ritardi.

Che siano cancellati o bloccati, gli oleodotti e gli oleodotti in ritardo in tutto il paese potrebbero dover affrontare un problema poco noto che solleva nuove preoccupazioni per la sicurezza e potrebbe aggiungere ulteriori costi e ritardi.

La resina epossidica legata per fusione, il rivestimento protettivo spesso turchese-verde che copre sezioni di tubi di acciaio nei cantieri di stoccaggio dal Nord Dakota alla Carolina del Nord, potrebbe essersi degradata al punto da non essere più efficace. I rivestimenti si degradano se esposti alle radiazioni ultraviolette del sole mentre i tubi che rivestono restano fuori terra per anni.

I rivestimenti compromessi lasciano i tubi sottostanti più soggetti a corrosione e guasti che potrebbero provocare perdite, sversamenti catastrofici o esplosioni. Rivestimenti degradati sono stati implicati in una fuoriuscita di petrolio da un oleodotto guasto vicino a Santa Barbara, in California nel 2015. Composti tossici possono anche essere rilasciati quando il rivestimento si rompe, sollevando la preoccupazione che i tubi possano rappresentare una minaccia per la salute di coloro che vivono vicino al vasto deposito iarde che li trattengono.

"Ci sono oleodotti in costruzione dappertutto e non sembra che nessuno stia tenendo traccia di quello che è lo stato dei rivestimenti", ha detto Amy Mall, un avvocato senior del Natural Resources Defense Council. "Ci sono molte incognite qui, eppure ci affidiamo al rivestimento per proteggere i paesaggi e le comunità da enormi esplosioni."

"Non più accettabile"

La National Association of Pipe Coating Applicators, un gruppo industriale, afferma che "lo stoccaggio fuori terra di tubi rivestiti per più di 6 mesi senza ulteriore protezione dai raggi ultravioletti non è raccomandato".

Tuttavia, fotografie e immagini satellitari suggeriscono che le sezioni dei tubi per il Constitution Pipeline potrebbero essere state conservate fuori terra senza protezione dai raggi ultravioletti per più di un anno prima di essere ricoperte di "calce" – comune pittura domestica – che protegge i loro rivestimenti dal sole.

Gli esperti di sicurezza del gasdotto si chiedono se il tubo sia ancora sicuro per l'uso come parte di un gasdotto per il trasporto di gas naturale.

"Se hanno intenzione di venderlo e utilizzarlo per i tubi di linea per il gas naturale, devono tornare indietro e fare test approfonditi su di esso prima di inserirlo", ha affermato Richard Norsworthy, un consulente del settore per i rivestimenti delle condutture e il controllo della corrosione .

Le sezioni per l'oleodotto Keystone XL, a lungo ritardato, che trasporterebbe petrolio greggio di sabbie bituminose da Hardisty, Alberta a Steele City, Nebraska, potrebbero essere in condizioni ancora peggiori. I tubi sono stati conservati all'esterno con una copertura imbiancata solo parziale per quasi un decennio.

TC Energy, proprietaria dei tubi, ne ha ispezionato un piccolo campione nel 2018 e ha pubblicato ciò che hanno trovato all'inizio di quest'anno su Corrosion Management, una rivista di settore. I sostenitori dell'ambiente dicono che i risultati sono motivo di preoccupazione. Gli ingegneri dell'azienda hanno analizzato 12 sezioni di tubo per il gasdotto proposto che sono state accumulate a Little Rock, Arkansas e sono state esposte alla luce solare per un massimo di 9 anni.

Le sezioni del tubo da 80 piedi sono state rivestite con calce acrilica a base d'acqua. Tuttavia, diversi piedi alle estremità di ciascun tubo non erano coperti per evitare di nascondere i segni di identificazione impressi sul tubo, afferma il rapporto. Ha concluso che i rivestimenti protettivi verdi su aree che non erano state imbiancate a calce "non riuscivano completamente a mantenere le loro proprietà e attributi originali".

Tali proprietà e attributi includono cose come lo spessore del rivestimento, la flessibilità, la capacità di assorbimento e la capacità di aderire al tubo di acciaio sottostante. Il loro scopo è semplice; mantengono l'acciaio sottostante dalla ruggine.

Se anche una parte del rivestimento si consuma, si incrina, lascia che l'acqua lo permea o non si attacca al tubo, l'acqua che entra in contatto con l'acciaio nudo del tubo può farlo arrugginire. Se si forma una quantità sufficiente di ruggine sul tubo, l'acciaio può assottigliarsi al punto da formare un buco o rompersi, versando olio o fuoriuscite di gas che possono esplodere.

"Non devi essere uno specialista per leggerlo e vedere che sta dicendo che tutte quelle estremità di quei tubi che non erano rivestite di calce erano un fallimento totale", ha detto Bill Kitchen, un sostenitore dell'ambiente a Johnstown, New York dello studio sulla gestione della corrosione.

Porzioni del tubo che erano ricoperte di calce avevano rivestimenti protettivi più spessi che aderivano più strettamente all'acciaio sottostante, ma non hanno superato un altro test chiave, secondo lo studio. La flessibilità del rivestimento del tubo, che impedisce la rottura del rivestimento, è stata "influenzata negativamente al punto in cui il rivestimento non era più accettabile", ha affermato.

La flessibilità del rivestimento è fondamentale per i tubi in quanto possono essere sollevati e posati più di una dozzina di volte mentre vengono spostati prima di essere interrati.

"Quando raccolgono quel tubo, non importa come lo raccolgono, si fletterà", ha detto Norsworthy. "E quando si flette, si incrina", ha detto a proposito del rivestimento di tubi degradato che non avrebbe superato i test di flessibilità.

I guasti del rivestimento possono portare a guasti agli oleodotti, come è avvenuto nel maggio 2015, quando 123.000 galloni di petrolio greggio si sono versati vicino a Santa Barbara dopo la rottura di un tubo di acciaio.

La Pipeline and Hazardous Materials Safety Administration (PHMSA), l'agenzia federale che regola gli oleodotti e i gasdotti, ha concluso che la fuoriuscita è stata causata dalla "corrosione esterna che ha assottigliato la parete del tubo a un livello in cui si è rotta improvvisamente". L'agenzia ha scoperto che "le condizioni del rivestimento e del sistema di isolamento della tubazione favorivano un ambiente che portava alla corrosione esterna", sebbene, in questo caso, il rivestimento non fosse stato degradato dall'esposizione alla luce solare.

Secondo una recente valutazione dei dati governativi da parte del Pipeline Safety Trust, un gruppo di controllo, i guasti significativi nelle condutture che trasportano gas, petrolio e altri liquidi pericolosi sono in aumento, con un quinto di tutti i guasti dovuti alla corrosione.

TC Energy ha rifiutato di commentare. Lo studio sulla gestione della corrosione ha affermato che TC Energy ha avviato "un programma di ispezione e riparazione" nell'agosto 2018.

Nel giugno 2019, PHMSA ha emesso un avviso di probabile violazione a TC Oil Operations, una controllata di TC Energy, dopo aver realizzato un problema di sicurezza correlato che coinvolge un gasdotto già in funzione. L'azienda ha utilizzato resina epossidica fusion bonded, lo stesso rivestimento che non dovrebbe essere conservato esposto alla luce ultravioletta del sole per più di sei mesi, su più sezioni permanentemente fuori terra della pipeline Keystone originale, che è stata completata nel 2010.

L'azienda ha ricevuto un ordine a febbraio che le dava sei mesi per "correggere le carenze nel materiale di rivestimento" e fornire una registrazione del luogo e della data in cui è stato applicato un "rivestimento appropriato". TC Energy ha ottemperato all'ordine e il caso è ora chiuso, secondo una lettera inviata da PHMSA all'azienda il 29 settembre.

PHMSA non ha detto come è stato risolto il problema o quale rivestimento aggiuntivo è stato applicato. L'utilizzo del tubo fuori terra porterà al degrado del suo rivestimento protettivo. Tuttavia, la corrosione è meno preoccupante per le condotte fuori terra rispetto a quelle interrate perché è meno probabile che il tubo sia circondato dall'acqua, ha affermato Richard Kuprewicz, un esperto indipendente di sicurezza delle condutture.

Sono necessari ulteriori test

Per ottenere una migliore comprensione dei problemi di sicurezza posti dallo stoccaggio fuori terra a lungo termine, gli esperti dicono che sono necessari ulteriori test.

È improbabile che la maggior parte dei tubi immagazzinati abbia una significativa esposizione ai raggi UV poiché le sezioni del tubo sono generalmente impilate l'una sull'altra in piazzali di stoccaggio con solo le sezioni superiore ed esterna del tubo esposte. Lo studio sulla gestione della corrosione, che ha rilevato che il rivestimento dei tubi esposto alla luce solare per quasi 10 anni non era più accettabile, ha stimato che circa il 20% dei tubi Keystone XL immagazzinati a Little Rock ha ricevuto un'esposizione significativa alle radiazioni ultraviolette. Tuttavia, lo studio ha esaminato solo 12 delle 24.000 sezioni di tubo Keystone XL nel cantiere di stoccaggio di Little Rock.

"La dimensione del campione molto piccola testata non fornisce un quadro reale di ciò che sta accadendo", ha detto Norsworthy, il consulente. “Per me, per sentirmi a mio agio, probabilmente devono [test] qualcosa come uno su 100 [pipes]. "

Kuprewicz, l'esperto di sicurezza del gasdotto, ha affermato che il degrado causato dalla luce UV non è necessariamente un difetto fatale, ma è motivo di preoccupazione.

"Tutto ciò che può causare il deterioramento del rivestimento e impedirgli di svolgere la sua funzione è una preoccupazione", ha detto Kuprewicz. "Tuttavia, è solo una parte della protezione dalla corrosione."

Kuprewicz ha detto che gli operatori del gasdotto possono anche utilizzare la "protezione catodica", una debole corrente elettrica che modifica l'elettrochimica dell'ambiente circostante, aumentando il pH per rendere meno corrosiva l'acqua a contatto con il tubo di acciaio.

Dovrebbe essere aggiunta corrente aggiuntiva se i rivestimenti dei tubi sono deteriorati. Tali sforzi aggiungerebbero ulteriori costi operativi e di progettazione del progetto, e potenzialmente un rischio aggiunto, ha affermato Kuprewicz.

“La protezione catodica ha lo scopo di integrare il [protective] rivestimento, non ha lo scopo di sostituirlo ", ha detto Kuprewicz.

I tubi sono esposti, ma le informazioni su di loro sono in una "scatola nera"

Poiché i progetti di condutture in tutto il paese devono affrontare crescenti sfide legali e ritardi nella costruzione, lo stoccaggio in superficie a lungo termine delle sezioni dei tubi non è limitato ai gasdotti Keystone XL e Constitution. Tuttavia, le informazioni di base sono scarse su quanto tempo il tubo è stato conservato fuori terra; quali eventuali misure hanno preso gli sviluppatori per proteggere il tubo dagli elementi o in quali condizioni si trova il tubo.

"C'è una tale scarsa ispezione e divulgazione di ciò che sta accadendo", ha detto D.J. Gerken, direttore del programma per il Southern Environmental Law Center di Asheville, North Carolina. "È una scatola nera."

PHMSA richiede che tutti gli oleodotti e gasdotti abbiano rivestimenti protettivi e utilizzino protezione catodica, ma l'agenzia in genere non monitora per quanto tempo le sezioni dei tubi sono conservate fuori terra. Un'eccezione, tuttavia, è stata l'Atlantic Coast Pipeline (ACP), un progetto ora annullato che avrebbe trasportato gas naturale dalla Virginia Occidentale alla Carolina del Nord.

L'agenzia ha esaminato più da vicino le sezioni dei tubi per il progetto nel novembre 2017, un anno dopo che erano state immagazzinate per la prima volta in superficie, e non ha riportato segni di degrado del rivestimento. Tuttavia, i dati ottenuti tramite una richiesta di registri pubblici suggeriscono diversamente.

Nell'autunno del 2017, PHMSA ha supervisionato l'ispezione da parte di terzi del rivestimento dei tubi in sei cantieri di stoccaggio ACP in Virginia, West Virginia e North Carolina. Il test ha cercato lo sfarinamento, un segno di degrado del rivestimento. Le ispezioni alla fine del 2017 e all'inizio del 2018 hanno evidenziato un "leggero sfarinamento" nel rivestimento protettivo della maggior parte dei tubi valutati.

"Era preoccupante per me che i tubi fossero fuori al sole e sono ancora fuori al sole", ha detto William Limpert, un regolatore ambientale statale in pensione che fino a poco tempo fa possedeva terreni lungo il percorso dell'oleodotto ACP ora cancellato.

Limpert ha ricevuto una lettera dall'agenzia nel giugno 2018 in cui si affermava che "non c'erano prove di degrado del rivestimento protettivo del gasdotto".

Era "completamente l'opposto di quello che mostrano le ispezioni del gasdotto", ha detto Limpert, che ha acquisito i risultati dei test effettivi un anno dopo attraverso una richiesta di record. "Per quanto ne sappiamo non hanno fatto nulla per prevenire un ulteriore degrado e lo stavano degradando molto tempo fa."

Limpert era anche preoccupato che PHMSA non includesse un test di flessibilità del rivestimento della tubazione. Uno studio industriale del 2000 ha valutato l'impatto della luce ultravioletta sul rivestimento protettivo di un gasdotto in Canada, scoprendo che "l'influenza più grave è stata notata sulla marcata riduzione della flessibilità".

Gli standard di settore stabiliti dalla National Association of Corrosion Engineers raccomandano test di flessibilità per i rivestimenti. Gli sviluppatori di pipeline non devono seguire le linee guida, ma potrebbero esserci implicazioni legali se un'azienda utilizzasse pipe che non hanno superato tutti i test consigliati, ha affermato Kuprewicz.

Dopo anni di ritardi e costi in aumento, Dominion Energy e un partner del progetto, Duke Energy, hanno annullato l'oleodotto della costa atlantica il 5 luglio. Dominion sta ora determinando il suo piano a lungo termine per il tubo inutilizzato, ha affermato Ann Nallo, portavoce dell'azienda. .

"Penso che ci siano molti motivi per essere preoccupati e molti motivi per essere preoccupati che questo tubo non trovi la sua strada verso un altro cantiere di stoccaggio in attesa di essere utilizzato per un altro gasdotto senza essere ritirato e reispezionato", ha detto Gerken , del Southern Environmental Law Center.

Preoccupazioni di tossicità

Anche i funzionari sanitari statali in Virginia e North Carolina hanno espresso preoccupazione per i potenziali impatti sulla salute del degrado del rivestimento delle condutture per coloro che vivono vicino a vasti cantieri di stoccaggio delle condutture.

Nel marzo 2019, i capi del Virginia Department of Health e del Virginia Department of Environmental Quality hanno inviato una lettera alla Federal Energy Regulatory Commission (FERC) osservando che le resine epossidiche simili al rivestimento utilizzato nelle condotte della costa atlantica e della Mountain Valley proposte possono rilascia benzene e stirene, agenti cancerogeni che si producono quando i rivestimenti si degradano.

Le agenzie hanno richiesto informazioni sui possibili impatti sulla salute pubblica e sull'ambiente derivanti dallo stoccaggio a lungo termine in superficie. Dominion ha commissionato una valutazione della tossicità in uno dei suoi depositi, ma non ha riscontrato "alcun impatto sulla salute umana o sull'ambiente da parte del residuo gessoso".

Tuttavia, il Dipartimento della salute e dei servizi umani della Carolina del Nord ha criticato la metodologia del rapporto e i suoi risultati e ha chiesto alla FERC di richiedere agli sviluppatori delle condutture di fornire ulteriori informazioni. Anche l'Agenzia per le sostanze tossiche e il registro delle malattie (ATSDR) dei Centri statunitensi per il controllo delle malattie (ATSDR) ha riesaminato i risultati dei test, ma ha stabilito che "i dati di campionamento non sono sufficienti per ATSDR per valutare appieno i problemi di salute pubblica". Anche un secondo test commissionato da Dominion non ha rilevato impatti negativi sulla salute o sull'ambiente.

"Il rivestimento del tubo non ha alcun impatto sulla salute umana o sull'ambiente", ha affermato Nallo.

Tuttavia, i test finanziati dal Dominion non sono riusciti a mettere a tacere le preoccupazioni sulla sicurezza ambientale dei tubi, ha detto Limpert. Limpert ha affermato che anche i test aggiuntivi sono difettosi e ha chiesto a FERC di condurre una revisione di esperti indipendenti.

L'8 ottobre, la FERC ha risposto ai funzionari sanitari della Virginia e della Carolina del Nord, affermando di aver esaminato il problema e di non aver riscontrato problemi di salute ambientale legati al degrado del rivestimento nei cantieri di stoccaggio dei tubi.

Limpert ha detto che vorrebbe ancora vedere una recensione separata da parte di un'agenzia indipendente ed esperta.

"È possibile che il rivestimento non abbia impatti negativi sull'ambiente o sulla salute pubblica, ma sarebbe bello saperlo con certezza", ha affermato.

Phil McKenna

Reporter, Boston

Phil McKenna è un giornalista con sede a Boston per InsideClimate News. Prima di entrare in ICN nel 2016, era uno scrittore freelance che si occupava di energia e ambiente per pubblicazioni tra cui The New York Times, Smithsonian, Audubon e WIRED. Uprising, una storia che ha scritto sulle fughe di gas nelle città degli Stati Uniti, ha vinto l'AAAS Kavli Science Journalism Award e il 2014 NASW Science in Society Award. Phil ha conseguito un master in scrittura scientifica presso il Massachusetts Institute of Technology ed è stato membro di Environmental Journalism Fellow presso il Middlebury College.

LASCIA UN COMMENTO

Per favore inserisci il tuo commento!
Per favore inserisci il tuo nome qui