Explosión en la refinería de Texas City

La refinería fue establecida en 1933 por Pan American Refining Corporation . ^{[ 1 ]} Pan American se fusionó con Standard Oil of Indiana en 1954 para formar Amoco . ^{[ 2 ]} BP adquirió la refinería como parte de su fusión con Amoco en 1999. ^{[ 3 ]} A enero de 2005, era la segunda refinería de petróleo más grande de las 23 en Texas (detrás de Baytown Refinery ), y la cuarta en general de las 142 en los Estados Unidos en términos de capacidad operativa, que era de 475,000 barriles (75,500 m ³ ) por día de flujo . ^{[ 4 ] [ a ]} ​​En el momento del accidente era una de las tres refinerías en Texas City, las otras dos pertenecían a Marathon Petroleum y Valero Energy . ^{[ 1 ] [ 4 ]} La refinería también era una de las cinco refinerías de BP en los EE. UU. y la más grande de BP en todo el mundo. Podía producir alrededor de 10 millones de galones (38 millones de litros) de gasolina al día, lo que representa aproximadamente el 2,5 % del volumen total vendido en Estados Unidos. También producía combustible para aviones , gasóleo y materias primas químicas. Su emplazamiento de 1200 acres (490 hectáreas) albergaba 29 refinerías de petróleo y cuatro plantas químicas. Daba empleo a unos 1800 trabajadores de BP. En el momento del accidente, unos 800 contratistas se encontraban en las instalaciones para apoyar las labores de mantenimiento . ^{[ 6 ]}      

En el momento de la fusión de 1999, la planta estaba perdiendo dinero, ^{[ 7 ]} pero BP tuvo un éxito rotundo al revertir la situación. De hecho, el complejo había alcanzado una rentabilidad récord en 2004, con más de mil  millones de dólares en ganancias, "más que cualquier otra refinería en el sistema BP", en palabras del líder de la unidad de negocio y gerente del complejo, Don Parus. ^{[ 8 ]} A principios de 2005, la refinería estaba generando ganancias de alrededor de 100 millones de dólares  mensuales. ^{[ 9 ]}

Desde 1974, se habían producido 23 muertes en 20 accidentes distintos en la refinería. Tres de estos ocurrieron en 2004, el año anterior a la explosión. Casi la mitad de estas muertes se debieron a incendios o explosiones posteriores a fugas de fluidos de proceso. ^{[ 10 ]} Una explosión muy grave afectó al complejo en julio de 1979, cuando se liberaron hidrocarburos a 265 psi (1830 kPa ) de un codo de 12 pulgadas (30 cm) averiado en el sistema de condensación superior del despropanizador de la unidad de alquilación de ácido sulfúrico . Se descargaron más de 4000 galones estadounidenses (15 ^m³ ) de líquidos. Se formó una gran nube de vapor que viajó a favor del viento unos 640 pies (200 m) hasta la unidad de craqueo catalítico fluidizado (FCC) , donde se produjo la ignición. Un edificio de control, la unidad de alquilación, la unidad FCC y la caldera de monóxido de carbono sufrieron graves daños. Las ventanas se rompieron hasta a 2,4 km de distancia. Aunque no hubo víctimas mortales, las pérdidas materiales fueron muy significativas (24 millones de dólares, o 106 millones de dólares en 2025 ). ^{[ 11 ] [ 12 ]} Otra gran explosión tuvo lugar en marzo de 2004. Aunque nadie resultó herido, BP evacuó temporalmente la refinería. La policía cerró las vías de acceso y pidió a los residentes que no salieran de sus casas. ^{[ 13 ]}        

La planta había estado en mal estado durante varios años. ^{[ 14 ]} A principios de la década de 1990, Amoco y posteriormente BP realizaron recortes presupuestarios sustanciales, que afectaron especialmente los gastos de mantenimiento. De hecho, inmediatamente después de la fusión, BP ordenó una reducción del 25 % en los costos operativos, lo que se logró en parte con una menor inversión en mantenimiento y capacitación y la reducción del personal de seguridad. ^{[ 15 ] [ 16 ]}

En 2002, BP contrató a la consultora AT Kearney para comprender "los hechos históricos que llevaron al deterioro del desempeño de la refinería de Texas City". El informe ^{[ 17 ]} relacionó las importantes reducciones en el gasto con el deterioro de la integridad y confiabilidad de la refinería. ^{[ 18 ]} Una auditoría interna de BP realizada en 2003 encontró que una "mentalidad de chequera", la culpabilización y la cultura del estatus erosionaron la seguridad, salud y medio ambiente (HSE) , así como el desempeño general; el estado de los activos y la infraestructura era deficiente; la gerencia no había creado planes de acción significativos; y había recursos insuficientes. ^{[ 19 ]} Una auditoría similar en 2004 encontró fallas en todos los elementos de la gestión de seguridad de procesos (PSM). ^{[ 20 ]} Otro informe de auditoría externa fue producido por la consultora Telos en enero de 2005. ^{[ 21 ] [ 22 ]} Identificó numerosos problemas de seguridad, incluyendo "alarmas rotas, tuberías adelgazadas, caída de trozos de concreto, pernos que se caían, cigarrillos que caían desde 18 metros (60 pies ) y personal afectado por humos". El coautor del informe afirmó: «Nunca habíamos visto un sitio donde la idea de "podría morir hoy" fuera tan real». ^{[ 23 ]} El informe también afirmó: «La mayoría de los entrevistados dicen que el cumplimiento de la producción y el presupuesto se reconoce y recompensa antes que cualquier otra cosa», ^{[ 24 ]} «La mayoría de los entrevistados a nivel de producción dicen que la presión por la producción, la presión del tiempo y la falta de personal son las principales causas de accidentes en Texas City» ^{[ 25 ]} y que 

Existe un temor excepcional a incidentes catastróficos en Texas City. Se habló extensamente sobre los graves riesgos presentes en las unidades operativas, como la corrosión bajo aislamiento ( CUI) , el amianto abandonado , problemas de integridad de las tuberías, la insuficiencia de bombas y repuestos, y otros riesgos relacionados con los equipos y las operaciones. De estos, la integridad de las tuberías se mencionó repetidamente. Incluso en lugares donde se habían realizado inversiones recientes en la integridad de las tuberías, se informó que a menudo no era posible detener la unidad para reemplazar la tubería fabricada. La tolerancia a este tipo de riesgos distraía a los empleados de las prácticas de seguridad rutinarias a nivel operativo o les generaba escepticismo sobre el compromiso con la seguridad en la planta. ^{[ 26 ]}

Algunos informes clave sobre las preocupantes condiciones de la refinería llegaron al nivel de la junta directiva de la empresa. ^{[ 27 ]} A principios de marzo de 2005, apenas unas semanas antes de la explosión, un correo electrónico interno advertía: "Realmente creo que estamos al borde de que ocurra algo más grande y que debemos tomar algunas decisiones críticas [...] para captar la atención de la fuerza laboral en torno a la seguridad". ^{[ 28 ]} La rotación de la gerencia había sido alta en los años previos a la explosión, y el complejo había tenido cinco gerentes en los seis años posteriores a la fusión, ^{[ 29 ]} con el resultado de que los empleados tenían la impresión de que cualquier nueva iniciativa no duraría y que los esfuerzos se centraban en las ganancias a corto plazo en lugar de la sostenibilidad a largo plazo. ^{[ 30 ]} El complejo todavía utilizaba en gran medida los procesos de gestión de seguridad de Amoco anteriores a la fusión. ^{[ 31 ]}

La planta de isomerización (ISOM) del sitio fue diseñada para la conversión de hidrocarburos de bajo octano, mediante diversos procesos químicos, en hidrocarburos con índices de octano más altos que luego podrían mezclarse con gasolina sin plomo . Esto se logra mediante la conversión de moléculas de hidrocarburos de cadena lineal en ramificadas. ^{[ 32 ]} La alimentación principal de la unidad era una mezcla de n -pentano y n- hexano , siendo el isopentano y el isohexano el producto principal. ^{[ 33 ]} La planta constaba de un sistema de desulfuración , un reactor de isomerización Penex , una unidad de recuperación de vapor y reciclaje de líquido, y un separador de refinado . ^{[ 34 ]}

La columna de destilación , con forma de torre de 50 m (170 pies) de altura , se utilizaba para separar los componentes de hidrocarburos más ligeros de la parte superior de la torre (principalmente pentano y hexano), que se condensaban y luego se bombeaban a un tanque de almacenamiento de refinado ligero , mientras que los componentes más pesados ​​(principalmente C7 y C8 ) se recuperaban en la parte inferior de la columna y luego se bombeaban a un tanque de almacenamiento de refinado pesado. La unidad tenía una capacidad operativa de 45 000 barriles (7200 ^m³ ) por día. ^{[ 31 ]} 

Los vapores y líquidos de hidrocarburos en exceso provenientes de la ventilación y el alivio se enviaban al recipiente F-20, una chimenea de purga . Esta estaba diseñada para dispersar los vapores desde la parte superior y transportar los líquidos a través de un cuello de cisne hacia la red cerrada de alcantarillado de la planta. ^{[ b ]} Era un tambor vertical de 3,0 m (10 pies ) de diámetro con un conducto de humos vertical de 34 m (113 pies ) . El F-20 se puso en funcionamiento en la década de 1950 y había sufrido varias modificaciones a lo largo de los años. ^{[ 31 ]}  

Los trabajos de reparación en la unidad de separación de refinado comenzaron el 21 de febrero de 2005. Al mismo tiempo, se estaban llevando a cabo dos paradas programadas en la unidad de ultracraqueo (UCU) adyacente y en la unidad de recuperación de aromáticos (ARU). Con frecuencia se instalaban edificios portátiles y remolques para usarlos como oficinas durante la construcción y el mantenimiento. ^{[ 36 ]} En 2004, había 122 remolques en la refinería con una ocupación estimada de 800. BP permitió la ubicación de remolques cerca de las unidades de proceso según los resultados de un proceso de selección. ^{[ 37 ]}

En 1995 se creó un informe de análisis de ubicación temporal para todo el sitio ^{[ 38 ]} en la instalación que estableció una disposición aceptable de remolques y otras estructuras temporales con respecto a las instalaciones de proceso peligrosas cercanas. El informe fue revalidado en 2002, todavía basado en los estándares de Amoco aunque habían pasado más de tres años desde la fusión BP–Amoco. A su vez, el libro de trabajo de selección de ubicación de instalaciones de Amoco se basó en la práctica recomendada 752 del Instituto Americano del Petróleo. ^{[ 39 ] [ 40 ] [ c ]} El siguiente análisis de ubicación debía tener lugar en 2007 y, por lo tanto, cualquier cambio de ubicación antes de esa fecha tendría que estar bajo el proceso de gestión de cambios (MOC). A finales de 2004 se hicieron planes para acomodar a los contratistas que debían trabajar en la UCU en 2005 en nueve remolques individuales y un remolque doble ancho inmediatamente al oeste de la unidad de proceso ISOM. El equipo encargado de la evaluación del MOC para la colocación del remolque doble identificó que la estructura estaría a menos de 350 pies (110 m) de la planta ISOM, distancia por debajo de la cual debía realizarse un análisis de riesgo específico según las disposiciones del Manual de Amoco . Sin embargo, este equipo carecía de la experiencia necesaria para completar la evaluación de riesgos. La introducción de los nueve remolques individuales que aparecen en la imagen no se evaluó en un MOC. Además, en contra del procedimiento, las recomendaciones emitidas en el análisis del cambio que implicaba la colocación del remolque doble seguían vigentes cuando los remolques fueron ocupados en noviembre de 2004. ^{[ 43 ]} 

El proceso de puesta en marcha comenzó el 23 de marzo con el operador principal del turno de noche realizando el llenado inicial de la torre de separación. Debido a que las puestas en marcha de la planta son particularmente propensas a situaciones inesperadas, la práctica operativa requiere la aplicación de un procedimiento de revisión de seguridad previa a la puesta en marcha (PSSR) controlado y aprobado. BP tenía uno, pero no se adoptó en este caso. ^{[ 44 ]} El transmisor de nivel de control de proceso fue diseñado para indicar el nivel de refinado dentro de un rango de 5 pies (1,5 m) desde la base de la torre de separación hasta un nivel de 9 pies (2,7 m) . Una alarma de nivel alto dependiente de este transmisor sonó según lo previsto a las 3:09 a. m., cuando se alcanzó un nivel de 7,6 pies (2,3 m) desde la base. Sin embargo, durante la puesta en marcha era común ignorar esta alarma y llenar hasta un nivel del 99 % (como lo indicaba el transmisor) para evitar daños al horno que calentaba la base de la torre de separación. Sin que los operadores lo supieran, el transmisor de nivel de control de proceso, que se utilizó para monitorear el nivel en el divisor durante toda la operación de arranque, no estaba calibrado y sus lecturas no eran confiables. Una alarma de nivel independiente, activada por un interruptor de alto nivel, también debería haber sonado a 2,4 m (7,9 pies ) , pero no lo hizo. A las 5:00 a. m., el operador principal en la sala de control del satélite ISOM informó a la sala de control central y se fue a casa temprano. A las 6:00 a. m., el operador del tablero del turno diurno (operador de la sala de control central) llegó y comenzó su trigésimo día consecutivo en un turno de 12 horas. Para entonces, se creía que el nivel aún estaba por debajo de los 2,7 m (9 pies), pero ya estaba a 4 m (13 pies ) . ^{[ 45 ] [ 46 ] [ 47 ]}        

A las 7:15  a. m., con más de una hora de retraso respecto al inicio de su turno (6:00  a. m.), uno de los dos supervisores del turno de día ("A") llegó a la sala de control central. Debido a su retraso, no pudo realizar el traspaso de información requerido con el turno de noche. Durante la reunión matutina del 23 de marzo, se discutió que los tanques de almacenamiento de refinado pesado estaban casi llenos y, por lo tanto, se le indicó a un segundo supervisor del turno de día ("B") que no se debía continuar con el procedimiento de arranque, pero esta información no se transmitió. Por lo tanto, el procedimiento de arranque se reanudó justo antes de las 9:30  a. m. bajo las instrucciones del supervisor del turno de día A. La válvula de control de nivel del divisor en el tanque de almacenamiento pesado se colocó en modo manual (en lugar de tener su apertura regulada por el transmisor de nivel) y se ajustó a 4300 bpd . Sin embargo, el transmisor de flujo en esta línea estaba erróneo y la válvula en realidad se había cerrado. Esto, junto con el mal funcionamiento de todos los instrumentos de la torre de separación, permitió que el nivel de líquido en la torre aumentara sin que nadie lo notara y provocó que los operadores perdieran toda conciencia situacional . ^{[ 16 ]} El proceso de circulación se reinició justo antes de las 10 a. m. y el refinado se volvió a alimentar a la torre, aunque el nivel ya era demasiado alto. Dado que la válvula de control de nivel estaba cerrada y, por lo tanto, no había circulación fuera de la torre (es decir, no se transfería refinado pesado al tanque de almacenamiento), la torre de separación inevitablemente comenzó a llenarse. El transmisor de nivel defectuoso continuó mostrando el nivel por debajo del 100%, y dado que el vidrio de visión externo estaba opaco, no fue posible una verificación visual para comprobar el nivel en la torre de separación. El supervisor del turno de día A, el más experimentado de los dos, se fue a las 10:50 a. m. debido a una emergencia familiar. Contrario a las reglas operativas, no quedó ningún supervisor en la sala de control central. Un único operador de tablero, sin supervisión y muy cansado, quedó ahora a cargo de supervisar el ISOM y otras dos unidades durante un procedimiento crítico de arranque. ^{[ 45 ] [ 48 ] [ 49 ] [ d ]}   

Dos quemadores del horno se encendieron a las 9:55  a. m. para precalentar el refinado que entraba a la torre y para calentar el refinado en el fondo de la torre. Otros dos se encendieron a las 11:16  a. m. La temperatura requerida para el flujo de retorno del rehervidor de la torre era de 135 °C (275 °F) con un incremento de 10 °C (18 °F) por hora, pero este procedimiento no se siguió: durante el arranque, la temperatura del flujo de retorno alcanzó los 153 °C (307 °F) a un ritmo de 23 °C (41 °F) por hora. El transmisor de nivel defectuoso seguía indicando erróneamente una condición de nivel seguro en la torre. Sin embargo, seguía sin haber flujo de refinado pesado desde la torre de separación al tanque de almacenamiento, ya que la válvula de control de nivel permanecía cerrada; En lugar de que el nivel de líquido de hidrocarburo estuviera en 8,65 pies (2,64 m) , es decir, el 93 % del rango del instrumento, como se indicaba, en realidad había alcanzado los 67 pies (20 m) . Justo antes del mediodía, con el aumento de la temperatura en la torre, el nivel real del fluido había subido a 98 pies (30 m) . La presión comenzó a acumularse en el sistema a medida que los vapores de hidrocarburo y el nitrógeno que quedaba en la torre y las tuberías asociadas desde que se puso de nuevo en servicio se comprimieron con el creciente volumen de refinado. El equipo de operaciones pensó que el aumento de presión era resultado del sobrecalentamiento en el fondo de la torre, ya que este era un problema conocido en la puesta en marcha, por lo que se liberó la presión. ^{[ 51 ] [ 52 ]}   

A las 12:42  p. m., los hornos se habían apagado y la válvula de control de nivel finalmente se abrió, drenando el refinado pesado de la torre de separación. El gas que alimentaba el horno se cortó, pero la alimentación de refinado a la torre de separación no se cortó. Los operadores creyeron en la lectura del transmisor de nivel, que ahora estaba en 78 % ( 7,9 pies [2,4 m] ), pero el nivel de fluido en la torre de separación de 170 pies (52 m) de altura había alcanzado los 158 pies (48 m) . ^{[ 53 ]}   

Si bien la apertura del flujo de refinado pesado debería haber disminuido el nivel en la columna, el hecho de que este flujo caliente se utilizara para precalentar la alimentación significó que la temperatura dentro del separador aumentó drásticamente, lo que llevó a un aumento significativo en la vaporización y el levantamiento de un tapón de líquido por encima de la columna hacia la línea superior. ^{[ 54 ]} A la 1:13  p. m., la presión hidrostática de este líquido había aumentado a más de 42 psi (290 kPa ) . ^{[ 55 ]} Esto fue suficiente para abrir las válvulas de alivio . ^{[ 54 ]} Con las válvulas de alivio completamente abiertas, más de 51 900 galones estadounidenses (196 m ³ ) de refinado calentado pasaron directamente al cabezal de recolección durante un período de 6 minutos antes de que las válvulas se cerraran, ya que la presión dentro de la tubería superior del separador cayó por debajo de su punto de ajuste de cierre mínimo ( 37,2 psi (256 kPa) por encima de la presión atmosférica). ^{[ 56 ]} El refinado caliente fluyó hacia el tambor de purga y la chimenea, y a medida que se llenaba, parte del fluido comenzó a fluir hacia el sistema de alcantarillado de la unidad ISOM a través de una tubería de 6 pulgadas (15 cm) en la base del tambor de purga. A medida que el tambor de purga y la chimenea se llenaban, el refinado caliente salió disparado por la parte superior de la chimenea hacia el aire, formando un "géiser" de 20 pies (6 m) . ^{[ 57 ]} El equivalente a un camión cisterna casi lleno de refinado cayó al suelo, corrió por el costado del tambor de purga y la chimenea, y se acumuló en la base de la unidad. ^{[ 58 ]} Se recibió una llamada de radio en la sala de control informando que los hidrocarburos calientes se estaban desbordando de la chimenea. ^{[ 57 ]} No sonó la alarma de evacuación de la planta, lo que impidió que las personas en las cercanías evacuaran antes de que ocurriera la ignición. ^{[ 59 ] [ 60 ]}       

Una camioneta diésel, con el motor en ralentí, estaba estacionada a unos 8 metros (25 pies) de la chimenea de descarga . La nube de vapor alcanzó el vehículo y los vapores de hidrocarburos fueron aspirados por la entrada de aire del motor, lo que provocó que este se acelerara . Los trabajadores cercanos intentaron frenéticamente apagar el motor, sin éxito. La creciente nube de vapor obligó a los trabajadores que intentaban apagar el motor de la camioneta a retroceder. La nube continuó extendiéndose por la planta de ISOM, a través de la estructura de tuberías al oeste y hacia el área de remolques sin impedimentos. No sonó ninguna alarma de emergencia y, aproximadamente a la 1:20 p. m., la nube de vapor se incendió por una explosión en el escape, que según observaron testigos cercanos, se originó en el motor sobrecalentado de la camioneta. ^{[ 61 ]}  

La congestión de equipos y tuberías contribuyó a acelerar el frente de llamas. Esto provocó una explosión masiva de nube de vapor que se escuchó a kilómetros de distancia. ^{[ 62 ]} La onda expansiva impactó el grupo de remolques de contratistas ubicados a tan solo 37 m (121 pies ) de la chimenea de purga, destruyéndolos por completo. La explosión lanzó escombros por los aires, matando instantáneamente a 15 personas en los remolques más cercanos e hiriendo a otras 180. ^{[ e ]} Los trabajadores en los remolques sufrieron lesiones a una distancia de hasta 150 m (480 pies ) del tambor de purga, y algunos remolques a 180 m (600 pies ) de distancia sufrieron daños graves. Más de 40 remolques resultaron dañados. ^{[ 41 ] [ 64 ]} Todas las víctimas mortales y muchos de los heridos en el accidente eran contratistas. ^{[ 65 ]} Cincuenta tanques de almacenamiento sufrieron daños estructurales, aunque la mayor parte del parque de tanques se encontraba a más de 76 m (250 pies ) de la explosión. ^{[ 66 ]} Más de 2750 libras (1250 kg) de benceno se escaparon de uno de los tanques dañados. ^{[ 67 ] [ 68 ]}     

Un área estimada en 200 000 pies cuadrados (19 000 m² ⁾ de la refinería resultó gravemente dañada por el incendio que siguió a la violenta explosión, causando daños a equipos de la refinería por valor de millones de dólares. ^{[ 69 ]} La onda expansiva fue tan potente que rompió ventanas fuera de las instalaciones a una distancia de hasta tres cuartos de milla (1,2 km) . ^{[ 67 ]}  

El equipo de respuesta de emergencia del sitio intervino de inmediato, organizando una operación de búsqueda y rescate . ^{[ 70 ]} Se emitió una orden de confinamiento para 43 000 personas. ^{[ 33 ]} La ayuda mutua proporcionada por IMAS (Texas City Industrial Mutual Aid System) y los recursos de Memorial Hermann Life Flight se movilizaron a la 1:45  p. m. ^{[ 67 ] [ 70 ] [ 71 ]} La alimentación al separador de refinado no se cerró, pero se detuvo a las 2:45  p. m. cuando se cortó la energía eléctrica. Los incendios fueron controlados por 150 a 200 bomberos después de dos horas. Las ambulancias y Life Flight se retiraron a las 4:44 p  . m. El último cuerpo fue encontrado bajo un montón de escombros alrededor de las 11:00  p. m. ^{[ 70 ] [ 72 ]}

Tras la explosión de marzo, se produjeron otros dos incidentes graves relacionados con la seguridad de los procesos en la planta:

• El 28 de julio de 2005, una tubería del intercambiador de calor de hidrógeno en la unidad de hidrotratamiento de residuos se rompió, provocando una fuga de hidrógeno que se convirtió en un gran incendio . El incendio duró aproximadamente dos horas. Una persona sufrió heridas leves y los daños materiales ascendieron a 30  millones de dólares. La Junta de Seguridad Química determinó que un contratista había sustituido accidentalmente un codo de acero de baja aleación por un codo de tubería de acero al carbono durante el mantenimiento, lo que provocó un modo de fallo conocido como ataque de hidrógeno a alta temperatura (HTHA). La CSB determinó que BP debería haber exigido una verificación positiva de los materiales mediante un dispositivo de prueba de fluorescencia de rayos X y haber mantenido, o exigido al contratista que mantuviera, la identificación de los materiales mediante etiquetas para evitar la pérdida de componentes al volver a ensamblar el equipo. ^{[ 91 ] [ 92 ] [ 93 ]}

• El 10 de agosto de 2005, una unidad de hidrotratamiento de gasóleo sufrió una fuga causada por corrosión y sulfuración a alta temperatura, lo que provocó la liberación de gases tóxicos, entre ellos monóxido de carbono (CO), sulfuro de hidrógeno (H₂S ₎ y dióxido de azufre (SO₂ ₎ , así como vapores de hidrocarburos inflamables. ^{[ 94 ] [ 95 ]} Los daños materiales ascendieron a unos 2  millones de dólares. ^{[ 96 ]}

Ambos accidentes requirieron alertas de confinamiento comunitario. ^{[ 97 ]} Tras estos sucesos, el 17 de agosto de 2005, la Junta de Investigación de Seguridad Química y Peligros de EE. UU. (CSB) emitió una recomendación urgente para que BP encargara a un panel independiente la investigación de la cultura de seguridad y los sistemas de gestión en BP Norteamérica. ^{[ 98 ]} Se formó un panel de alto nivel , liderado por el exsecretario de Estado de EE. UU. , James A. Baker III . ^{[ 76 ] [ 99 ]} BP seleccionó específicamente a una figura de esta talla y trayectoria para demostrar públicamente a los líderes de opinión estadounidenses que la empresa estaba dispuesta a aprender la lección y a avanzar hacia el cambio. ^{[ 100 ]}

El Panel Baker se diferenció de las investigaciones de BP y la CSB en que no se le encomendó realizar una investigación de la causa raíz. Su alcance fue más amplio, centrado en la supervisión de la seguridad corporativa de BP, la cultura de seguridad corporativa y sus sistemas de gestión de la seguridad de los procesos , e incluyó las cinco refinerías de BP en los Estados Unidos. ^{[ 101 ]}

El informe del Panel Baker se publicó el 16 de enero de 2007. ^{[ 76 ] [ 102 ] [ 103 ]} Citó una cultura de seguridad débil, impulsada por un liderazgo deficiente en seguridad de procesos y un bajo empoderamiento de los empleados, como causas subyacentes de los accidentes que asolaban la refinería. También destacó que, a pesar del sistema integral de gestión de seguridad de BP , este no se aplicaba suficientemente en sus refinerías. Asimismo, mostró que el enfoque de BP en la medición de su desempeño en seguridad dependía abrumadoramente de indicadores de seguridad ocupacional en detrimento del monitoreo del desempeño de la seguridad de procesos. ^{[ 104 ] [ 105 ]} Subrayó además que la fatiga de los trabajadores y un sistema que fomentaba las horas extras tenían efectos perjudiciales en la operación segura de la planta, ^{[ 106 ]} y que la empresa no había abordado las deficiencias derivadas de incidentes conocidos, evaluaciones de riesgos y auditorías. ^{[ 107 ]} También se encontró que la implementación de buenas prácticas de ingeniería era deficiente. ^{[ 108 ]}

Además, el panel entrevistó a varios empleados, gerentes y contratistas en las cinco refinerías de BP en Estados Unidos. ^{[ 109 ]} También crearon y administraron a las refinerías una encuesta sobre la cultura de seguridad de procesos. ^{[ 110 ]} Concluyeron que las plantas de Toledo y Texas City tenían la peor cultura de seguridad de procesos, mientras que la refinería de Cherry Point , ubicada en Birch Bay, Washington , tenía la mejor. Los resultados de la encuesta también mostraron que los gerentes y los trabajadores administrativos generalmente tenían una visión más positiva de la cultura de seguridad de procesos en sus plantas en comparación con el punto de vista de los operarios y técnicos de mantenimiento. ^{[ 111 ]}

El informe formuló 10 recomendaciones sobre diversos aspectos de la seguridad de los procesos (liderazgo; sistema de gestión; competencia; cultura; expectativas y rendición de cuentas; indicadores de desempeño principales y secundarios ; y auditoría), así como sobre el apoyo a la gestión de línea y la responsabilidad de la industria. ^{[ 112 ]}

Dada la magnitud del desastre, la Junta de Seguridad Química examinó tanto la gestión de seguridad en la refinería de Texas City como el papel del Grupo BP, así como el papel de la OSHA como organismo regulador. El equipo de investigación de la CSB estuvo en el lugar 48  horas después del accidente. Unos 13 investigadores de la CSB permanecieron en el lugar durante tres meses. Para su investigación, la CSB utilizó un presupuesto de 2,5  millones de dólares y revisó más de 30 000 documentos, entrevistó a 370 testigos y realizó modelado y pruebas por computadora. Los resultados de la investigación de la agencia se publicaron el 20 de marzo de 2007 en un informe de 341 páginas, ^{[ 77 ]} el más extenso realizado hasta ese momento por la agencia, que entonces tenía nueve años de existencia. Las conclusiones del informe se presentaron el mismo día en una reunión pública en Texas City. ^{[ 113 ] [ 114 ] [ 115 ]}

Deficiencias de diseño

Una de las conclusiones clave de la CSB fue que el sistema de purga utilizado en la unidad ISOM era anticuado y totalmente inadecuado, ya que estaba ubicado en medio de la planta y era susceptible de arrojar vapores pesados ​​sin encender hacia áreas normalmente ocupadas. ^{[ 116 ]} La CSB descubrió que BP no había prestado atención ni implementado múltiples advertencias y recomendaciones de seguridad hechas antes de la explosión con respecto al sistema de purga de ISOM. Entre ellas estaban: ^{[ 117 ]}

• En 1991, el departamento de planificación de la refinería de Amoco propuso eliminar los sistemas de purga que liberaban gases a la atmósfera, pero la financiación para este plan no se incluyó en el presupuesto.
• En 1992, la OSHA emitió una citación a Amoco por el diseño inseguro de un sistema de purga similar en otra parte de la refinería. Sin embargo, Amoco logró persuadir a la OSHA para que retirara la citación basándose en los requisitos menos estrictos de la Práctica Recomendada 521 de la API . ^{[ 118 ]}
• En 1993, el "Proyecto del Grupo Regulador de Amoco" propuso eliminar los sistemas de purga atmosférica, pero, una vez más, no se aprobó la financiación.
• A pesar de la "Norma de Seguridad de Procesos n.º 6" de Amoco  , que prohibía los nuevos sistemas de purga atmosférica y exigía la eliminación gradual de los existentes, en 1997, Amoco sustituyó el tambor/chimenea de ventilación de purga de la década de 1950 que daba servicio a la torre de separación de refinado por un sistema idéntico, en lugar de actualizarlo a las alternativas recomendadas que eran más seguras.
• En 2002, no se aprovechó la oportunidad de integrar el sistema de alivio de ISOM al nuevo sistema de antorcha de la unidad de desulfuración de nafta, debido a un coste adicional de 150.000 dólares estadounidenses.
• También en 2002, el proyecto "Clean Streams" de BP propuso convertir el tambor de purga en un tanque separador de antorcha y canalizar las descargas a una antorcha. Al descubrirse que no se había completado un estudio de alivio necesario del sistema ISOM debido a restricciones presupuestarias, el proyecto Clean Streams decidió no seguir adelante con esta opción.

Entre 1994 y 2004, se produjeron al menos ocho casos similares en los que se emitieron vapores inflamables por el tambor de purga/chimenea de ventilación ISOM, dos de los cuales provocaron un incendio. Sin embargo, no se tomó ninguna medida correctiva. ^{[ 119 ]} Además, el tambor de purga no estaba diseñado para manejar un sobrellenado del recipiente. Esto no fue necesariamente atribuible a Amoco o BP, sino más bien a la falta de orientación en la Práctica Recomendada 521 de la API. ^{[ 118 ] [ 120 ] [ g ]}

Otros problemas de diseño incluyeron:

• El alcance de los instrumentos de nivel remoto en el divisor era demasiado estrecho e inadecuado para las operaciones de puesta en marcha. ^{[ 126 ]}
• Además, faltaban por completo medios redundantes para evaluar el nivel de líquido para el arranque seguro de una columna de destilación, como por ejemplo, un transmisor de presión de fondo. ^{[ 127 ]}
• Los sistemas instrumentados dependían decisivamente de la intervención manual del operador en lugar de la acción automática. En consecuencia, no existía una parada automática del proceso cuando el nivel de líquido en el divisor alcanzaba un nivel alto preestablecido. ^{[ 128 ]}
• La interfaz hombre-máquina utilizada en las salas de control estaba mal diseñada, ya que no mostraba los flujos de entrada y salida del divisor en la misma pantalla, ni calculaba el líquido total en la torre. ^{[ 129 ] [ h ]}

BP inició un plan de gestión de crisis solo seis horas después de la explosión. Al día siguiente, se creó un sitio web ^{[ 157 ] para publicar actualizaciones sobre el accidente. [ 158 ]} El director ejecutivo, Lord John Browne, visitó la planta al día siguiente de la explosión. ^{[ 159 ]} En los meses posteriores al accidente, BP tendió a culpar a sus operadores y supervisores. Las víctimas y los líderes sindicales consideraron que esto equivalía a un simple chivo expiatorio . ^{[ 160 ]} En este punto, la empresa optó sistemáticamente por no disculparse públicamente por el accidente. ^{[ 161 ]} Esto cambió el 17 de mayo de 2005, cuando Ross Pillari, presidente de BP Products North America, ofreció una disculpa pública, diciendo: «Lamentamos que nuestros errores hayan causado tanto sufrimiento. Pedimos disculpas a los perjudicados y a la comunidad de Texas City» y prometiendo «apoyo financiero y compensación» a los heridos y a las familias de los fallecidos. ^{[ 162 ]}

El 9 de diciembre, BP anunció que destinaría un presupuesto de 1.000 millones de dólares  a invertir durante cinco años para mejorar la seguridad en su refinería de Texas City. ^{[ 159 ] [ 163 ]} BP también anunció que eliminaría todos los sistemas de tambores de purga/chimeneas de ventilación en servicio de combustibles inflamables, de los cuales había 11 en Texas City, e instalaría nuevas antorchas en línea con su nueva política que prohíbe la ventilación atmosférica de hidrocarburos ligeros más pesados ​​que el aire. ^{[ 9 ] [ 164 ] [ 165 ]} También reubicaron los remolques lejos de las áreas donde son posibles explosiones ^{[ 164 ] [ 166 ]} y comenzaron una prueba de un sistema electrónico integrado de trabajo seguro (ISSOW). ^{[ 164 ]} También se tomaron iniciativas a nivel de grupo. ^{[ 164 ]}

Poco después de la explosión y los otros accidentes en Texas City en 2005, la imagen de BP en los EE. UU. se vio aún más empañada por el casi hundimiento de la plataforma petrolífera semisumergible Thunder Horse PDQ en julio del mismo año ^{[ 167 ]} y, más importante aún, en marzo de 2006, cuando se descubrió un derrame de petróleo en un oleoducto en Prudhoe Bay, Alaska , mientras aún continuaban las múltiples investigaciones sobre la explosión de Texas City. ^{[ 168 ]} La presidenta de la CSB, Carolyn Merritt, dijo que había similitudes sorprendentes entre los accidentes de Texas City y Prudhoe Bay, incluyendo "largas demoras en la implementación, documentación administrativa del cierre a pesar de que no se tomaron medidas correctivas, o simple incumplimiento", así como "comunicación defectuosa de las lecciones aprendidas , descentralización excesiva de las funciones de seguridad y alta rotación de la gerencia". ^{[ 169 ]} Otro accidente grave ocurrió en BP Texas City en 2007, cuando 143 trabajadores de la refinería afirmaron haber resultado heridos al inhalar vapores tóxicos liberados en la planta. ^{[ 170 ]} El director ejecutivo John Browne renunció en 2007 por asuntos no relacionados, ^{[ 171 ]} aunque no escapó a las críticas por la cultura de seguridad laxa y los recortes presupuestarios en las refinerías de BP en EE. UU. ^{[ 28 ] [ 172 ]} Tony Hayward asumió el mando de la compañía. Hayward cambió el énfasis del enfoque de Lord Browne en la energía alternativa , anunciando que la seguridad sería la "prioridad número uno" de la compañía. ^{[ 173 ]} Para entonces, BP ya había adoptado una postura marcadamente apologética por los accidentes recientes, especialmente el de Texas City, con sus ejecutivos y expertos técnicos dando presentaciones sobre lo que salió mal y cómo estaban trabajando para evitar que volviera a suceder. ^{[ 174 ]} Sin embargo, solo tres años después, ocurrió la explosión y el derrame de petróleo de Deepwater Horizon en 2010 , lo que causó un impacto muy grave en la compañía a escala global, nuevamente derivado de las operaciones de BP en los EE. UU. Como resultado, Hayward renunció y su cargo fue asumido por el estadounidense Bob Dudley . ^{[ 175 ]} Bajo la dirección de Dudley, BP anunció en 2011 que vendería su refinería de Texas City como parte de su plan de desinversión para pagar las reclamaciones de compensación en curso y las actividades de remediación posteriores a Deepwater Horizon.desastre. La venta de la refinería se completó con éxito a principios de 2013 a Marathon Petroleum Corporation por US$2.5  mil millones. ^{[ 3 ] [ 176 ]} Marathon ya era propietaria de la refinería adyacente de Galveston Bay y en 2018 fusionó los dos sitios en un solo complejo de refinación. ^{[ 177 ]}

Se celebraron dos audiencias del Congreso específicamente sobre el desastre de Texas City. Entre los que intervinieron se encontraban representantes de API, el Panel Baker, CCPS, CSB, EPA y USW, así como familiares de las víctimas. ^{[ 141 ] [ 178 ]} En otras audiencias del Congreso dedicadas a accidentes posteriores de BP en EE. UU., el caso de Texas City se presentó de forma consistente dentro del patrón de degradación de la cultura de seguridad en BP. ^{[ 179 ] [ 180 ] [ 181 ] [ 182 ]}

BP fue nombrada en demandas de las familias de las víctimas y los heridos. ^{[ 183 ]} El caso de Eva Rowe, una joven que perdió a sus padres en la explosión, atrajo la atención nacional. Rowe dijo que no aceptaría un acuerdo con BP y que llevaría al grupo ante la justicia. Ed Bradley , un conocido periodista estadounidense, dio a conocer su historia en el programa de televisión 60 Minutes . ^{[ 184 ]} El 9 de noviembre de 2006, BP llegó a un acuerdo con Rowe como última demandante después de que sus abogados intentaran citar como testigo a John Browne , director ejecutivo de BP en el momento del accidente. El monto de la indemnización para Eva Rowe se desconoce. BP también pagó 32  millones de dólares a hospitales e instituciones educativas y de investigación nominadas por Rowe, incluyendo el Centro de Seguridad de Procesos Mary Kay O'Connor en la Universidad Texas A&M (12,5  millones de dólares), la Rama Médica de la Universidad de Texas en Galveston y su Unidad de Quemados para Adultos Truman G. Blocker (12,5  millones de dólares), el College of the Mainland en Texas City (5  millones de dólares), el Hospital de Investigación Infantil St. Jude en Memphis , Tennessee (1  millón de dólares) y el sistema escolar de Hornbeck, Luisiana (1  millón de dólares). ^{[ 185 ] [ j ]} Además, BP se vio obligada a publicar cerca de siete millones de páginas de documentos internos, incluyendo los informes Telos y Bonse. ^{[ 187 ] [ 188 ] [ k ]} Rowe participaría más tarde en una de las audiencias del Congreso celebradas sobre el accidente. ^{[ 191 ]}

En septiembre de 2007, BP había resuelto al menos 1350 de las aproximadamente 3000 demandas relacionadas con el accidente. ^{[ 88 ]} En febrero de 2008, se presentaron alrededor de 4000 reclamaciones, de las cuales la mitad se resolvieron, por un total que superaba los 1600 millones de dólares. ^{[ 192 ]} BP también declaró que había reservado otros 525  millones de dólares para otras reclamaciones. ^{[ 150 ]} En agosto de 2008, solo una de las aproximadamente 4000 reclamaciones permanecía abierta. ^{[ 193 ]}

El 4 de febrero de 2008, el juez de distrito estadounidense Lee Rosenthal escuchó los argumentos sobre la oferta de BP de declararse culpable de un delito ambiental federal por dos violaciones de la Ley de Aire Limpio (CAA) ^{[ 194 ]} con una  multa de 50 millones de dólares. En la audiencia, las víctimas de la explosión y sus familiares se opusieron a la declaración de culpabilidad, calificando la multa propuesta de "trivial". ^{[ 195 ]} Sin embargo, finalmente se aceptó la declaración de culpabilidad, junto con un período de libertad condicional de tres años para BP. ^{[ 151 ]} Esta fue la primera y, durante varios años, siguió siendo la única condena federal por una liberación química accidental bajo la CAA. ^{[ 196 ]}

En septiembre de 2005, la Administración de Seguridad y Salud Ocupacional, que en el informe de la CSB se encontraría deficiente en supervisión y competencia, ^{[ l ]} impuso a BP una  multa récord de 21 millones de dólares por cometer 301 violaciones de la norma de Gestión de la Seguridad de Procesos. ^{[ 29 ] [ 198 ] [ 199 ]} En octubre de 2009, la OSHA impuso una multa de 87  millones de dólares, que rompió su récord de 2005, después de afirmar que BP no había implementado mejoras de seguridad después del desastre y señalar que ocurrieron cuatro accidentes fatales más en la refinería desde la multa anterior. En su nuevo informe, la OSHA citó 709 violaciones de seguridad. ^{[ 200 ] [ 201 ]} BP anunció que impugnaría la multa. ^{[ 202 ]} El 12 de agosto de 2010, BP anunció que había acordado pagar 50,6  millones de dólares de la multa de 2009, mientras continuaba impugnando los 30,7  millones de dólares restantes (la multa se había reducido en 6,1  millones de dólares entre el momento en que se impuso y el momento en que BP pagó la primera parte). ^{[ 203 ]} En julio de 2012, OSHA y BP acordaron que los 30,7  millones de dólares pendientes se reducirían a 13  millones de dólares, cantidad que BP pagó. ^{[ 152 ]}

Tras la explosión, la Agencia de Protección Ambiental de EE. UU. inspeccionó la refinería para verificar el cumplimiento de la Ley de Aire Limpio (CAA) y encontró que BP había violado la CAA, así como su Programa de Gestión de Riesgos (RMP). ^{[ 204 ]} La mayoría de las violaciones no estaban directamente relacionadas con la explosión, sino con otros eventos, como los dos accidentes posteriores en 2005.  La EPA impuso a BP una primera multa de 12 millones de dólares en febrero de 2009. Este acuerdo también incluyó el compromiso de BP de gastar casi 170  millones de dólares para mejorar su desempeño ambiental, con más de 150 millones de dólares dedicados a la gestión de las emisiones de benceno y el resto a abordar los clorofluorocarbonos y el asbesto . ^{[ 154 ]} En septiembre de 2010, la EPA y BP acordaron un acuerdo de 15  millones de dólares por cargos adicionales de violación. ^{[ 94 ]} Esta fue la mayor sanción civil recuperada por violaciones de la CAA en una instalación individual y la mayor jamás impuesta por violaciones civiles del RMP. ^{[ 153 ] [ 205 ]}

A solicitud de la Comisión de Calidad Ambiental de Texas (TCEQ), el Fiscal General de Texas inició un proceso contra BP por violaciones del Código de Salud y Seguridad de Texas ^{[ 206 ]} y del Código de Aguas de Texas ^{[ 207 ]} , incluyendo la liberación de hidrocarburos a través de la chimenea de purga el 23 de marzo de 2005, la liberación prolongada de benceno de un tanque dañado en la explosión, que duró más de 25 días, y decenas de otros eventos ^{[ 68 ]} . En un acuerdo de 2011, BP aceptó pagar una multa de 50 millones de dólares que cubría otras 72 emisiones que excedían los permisos de operación de BP. Esto incluía costos legales de 500 000 dólares. A cambio, el Departamento de Justicia acordó no permitir cargos penales adicionales contra BP en relación con la explosión de la refinería ^{[ 155 ] [ 208 ] .}

El accidente ha sido ampliamente analizado en la literatura especializada, la cual puso de manifiesto la débil implementación y la deficiente gestión de varios elementos de la gestión de la seguridad de los procesos (PSM). Las observaciones realizadas sobre los elementos de la PSM, tal como se definen en la norma de OSHA ^{[ 140 ],} incluyen:

• Participación de los empleados: La refinería sufría por el temor de los trabajadores a ser castigados por denunciar incidentes o peligros. ^{[ 215 ]}
• Análisis de peligros del proceso : el análisis de peligros y operabilidad de la planta (HAZOP) no logró identificar el escenario de sobrellenado de la columna ^{[ 54 ]} y la evaluación de riesgos para la colocación de edificios temporales no fue completa y, en su mayor parte, errónea. ^{[ 43 ] [ 216 ]}
• Procedimientos operativos: Las desviaciones de procedimientos clave, como la puesta en marcha de la planta ISOM, se habían vuelto rutinarias. Además, el mismo procedimiento de puesta en marcha carecía de instrucciones suficientes. ^{[ 50 ] [ 216 ] [ 217 ]}
• Capacitación: La capacitación para los operadores clave de la planta fue en gran medida insuficiente, especialmente en lo que respecta a la gestión de situaciones anormales y la verificación de los conocimientos y cualificaciones de los operadores. ^{[ 50 ]}
• Contratistas: La gerencia de los contratistas ignoró aspectos importantes de seguridad. Por ejemplo, a quienes ocupaban remolques cerca de la planta de ISOM no se les informó sobre la puesta en marcha. ^{[ 217 ] [ 218 ]} Todas las víctimas mortales y muchos de los heridos en el accidente eran contratistas. ^{[ 65 ]}
• Revisión de seguridad previa al arranque : Esta revisión clave en preparación para una operación particularmente peligrosa no se llevó a cabo. ^{[ 216 ]}
• Integridad mecánica: Varios instrumentos y válvulas no estaban operativos porque no habían sido probados ni mantenidos. ^{[ 50 ] [ 216 ]}
• Gestión del cambio : Esto falló en múltiples aspectos, a saber, los cambios en el procedimiento de arranque de la unidad que requerían que los operadores trabajaran el divisor por encima de un nivel seguro, ^{[ 50 ]} los MOC faltantes o incompletos para la colocación de remolques en las proximidades de una unidad altamente peligrosa, ^{[ 216 ] [ 217 ]} y la falta de un proceso formal de cambio que evaluara la eliminación de puestos críticos de operadores para administrar la planta ISOM. ^{[ 219 ]}
• Investigación de incidentes : El aprendizaje a partir de incidentes y cuasi accidentes pasados ​​se vio afectado por la casi ausencia de investigaciones internas y la consiguiente difusión de lecciones útiles aprendidas . ^{[ 216 ]}
• Planificación y respuesta ante emergencias: No se activó la alarma de evacuación, lo que pudo haber contribuido al número de víctimas mortales, ya que los contratistas en los remolques no tuvieron oportunidad de abandonar la zona. ^{[ 217 ]}
• Auditorías de cumplimiento : Se realizaron auditorías, pero, según la propia admisión de BP, "[los elementos de acción de la auditoría] no parecían haber sido rastreados ni cerrados de manera efectiva". ^{[ 220 ]}

En el esquema PSM del Centro para la Seguridad de los Procesos Químicos (CCPS) se definen elementos adicionales de seguridad de procesos ^{[ 221 ]} , y la refinería también carecía de algunos de estos:

• Cultura de seguridad de procesos : Esta falló en todos los niveles, como se menciona en todos los informes de investigación. ^{[ 74 ] [ 76 ] [ 77 ] [ 222 ]}
• Medición y métricas: Las métricas para la gestión del desempeño en seguridad se centraron únicamente en los accidentes laborales. Esto contribuyó a ofrecer una imagen distorsionada de la salud de la gestión de la seguridad, ya que no se utilizaron indicadores de desempeño para evaluar el impacto de los accidentes de proceso pasados ​​y la posibilidad de futuros accidentes relacionados con pérdidas críticas de contención de materiales peligrosos. ^{[ 216 ]}

Otras prácticas de seguridad esenciales que fallaron fueron:

• El traspaso de turnos y la comunicación entre operadores también fueron muy deficientes, ^{[ 50 ]} un problema que contribuyó a varios otros desastres como Piper Alpha , el incendio de la planta de gas Esso Longford y el incendio de Buncefield . ^{[ 223 ] [ 224 ] [ 225 ]}
• El control de las fuentes de ignición también falló, como lo demuestra la negligencia en la gestión del acceso de vehículos en las proximidades de equipos de procesamiento de hidrocarburos en funcionamiento. ^{[ 41 ] [ 216 ] [ 217 ]}

API puso en práctica las recomendaciones del informe de la CSB, creando así nuevos estándares y directrices para la industria:

• Norma 521 : API publicó una nueva revisión de su documento sobre sistemas de alivio y despresurización de presión y elevó su estatus de práctica recomendada a norma. La nueva norma establecía requisitos más estrictos para la ventilación atmosférica del gas de proceso e incluía la instrucción de considerar el sobrellenado proveniente de equipos aguas arriba entre los casos de diseño de los sistemas de purga. ^{[ 226 ] [ 227 ]}
• Práctica recomendada 753 : API publicó una nueva guía sobre la ubicación de remolques y edificios portátiles dentro de sitios de procesos peligrosos. El alcance de la Práctica recomendada 752 se redujo a edificios permanentes únicamente a partir de la tercera edición. ^{[ 228 ] [ 229 ] [ 230 ]}
• Práctica recomendada 754 : API abordó la necesidad de indicadores de desempeño de seguridad de procesos en esta nueva Práctica recomendada sobre indicadores de desempeño de seguridad de procesos para las industrias de refinación y petroquímica . ^{[ 231 ] [ 232 ]} En general, a raíz de Texas City, la conciencia de la diferencia entre seguridad ocupacional y seguridad de procesos se generalizó a la luz de los hallazgos de las investigaciones. ^{[ 233 ] [ m ]}
• Práctica recomendada 755 : Esta nueva directriz se dirigió a refinerías y plantas petroquímicas y detalló cómo implementar un sistema de gestión del riesgo de fatiga (FRMS). Este documento incluye recomendaciones para el trabajo en turnos rotativos, el número máximo aceptable de horas extras y el número de días que se deben trabajar sin interrupción. ^{[ 236 ] [ 237 ] [ 238 ]}

El CCPS publicó una guía extensa sobre la gestión organizacional del cambio para abordar otra recomendación relacionada del informe del CSB. ^{[ 239 ] [ 240 ]}

Tras ser señalada por su falta de iniciativa y competencia en la evaluación e inspección de grandes plantas de procesos peligrosos, y refinerías en particular, la OSHA tomó medidas, iniciando un Programa Nacional de Énfasis en la Gestión de la Seguridad de Procesos (NEP) para refinerías y aplicando un programa de auditoría de inspección específico entre 2007 y 2011. Esta fue la acción de cumplimiento más significativa de la PSM desde que se emitió la regulación ^{[ 140 ] en 1992. [ 241 ]}

OSHA también emitió un memorando interno ^{[ 242 ]} para abordar la recomendación de la CSB sobre la actualización del reglamento PSM para incluir requisitos para que las instalaciones de procesos peligrosos extiendan sus procedimientos de gestión de cambios para capturar los cambios organizativos. Sin embargo, la CSB no consideró que esta iniciativa fuera suficiente para cerrar la recomendación, que, a partir de enero de 2024 , seguía abierto. ^{[ 240 ] [ 243 ]}