Sistema de oleoductos trans-Alaska

El Sistema de Oleoductos Trans-Alaska ( TAPS ) es un sistema de transporte de petróleo que abarca Alaska e incluye el oleoducto de crudo trans-Alaska , 12 estaciones de bombeo , varios cientos de millas de oleoductos alimentadores y la Terminal Marítima de Valdez. TAPS es uno de los sistemas de oleoductos más grandes del mundo. El oleoducto principal, conocido comúnmente como oleoducto de Alaska , oleoducto trans-Alaska o oleoducto Alyeska (o simplemente oleoducto , como lo llaman los residentes de Alaska ), tiene una longitud de 800 millas (1287 km) y un diámetro de 48 pulgadas (1,22 m), y transporta petróleo desde Prudhoe Bay , en la vertiente norte de Alaska , hacia el sur hasta Valdez , en las costas de Prince William Sound, en el centro-sur de Alaska. El oleoducto de crudo es propiedad privada de Alyeska Pipeline Service Company .  

El petróleo se descubrió por primera vez en Prudhoe Bay en 1968 y los 1287 kilómetros de tubería de acero de 122 cm de diámetro se encargaron a Japón en 1969 (los fabricantes de acero estadounidenses no tenían la capacidad en ese momento). Sin embargo, la construcción se retrasó casi cinco años debido a problemas legales y ambientales. Las ocho compañías petroleras propietarias de los derechos del petróleo contrataron a Bechtel para el diseño y la construcción del oleoducto y a Fluor para las 12 estaciones de bombeo y la terminal de Valdez. Los trabajos previos a la construcción durante 1973 y 1974 fueron cruciales e incluyeron la construcción de campamentos para alojar a los trabajadores, la construcción de carreteras y puentes donde no existían, y el trazado cuidadoso del derecho de paso del oleoducto para evitar cruces de ríos difíciles y hábitats de animales. La construcción del sistema de oleoductos tuvo lugar entre 1975 y 1977. Era importante para Estados Unidos contar con una fuente nacional de petróleo para compensar el fuerte aumento del petróleo extranjero, y el oleoducto de Alaska cumplió con esa obligación.

La construcción de oleoductos en las décadas de 1950 y 1960 no presentaba dificultades en los Estados Unidos continentales . Sin embargo, en la construcción del oleoducto de Alaska, los ingenieros se enfrentaron a una amplia gama de dificultades, derivadas principalmente del frío extremo y del terreno accidentado y aislado. La construcción del oleoducto fue uno de los primeros proyectos a gran escala que tuvo que lidiar con los problemas causados ​​por el permafrost , y se tuvieron que desarrollar técnicas de construcción especiales para afrontar el suelo congelado. El proyecto atrajo a decenas de miles de trabajadores a Alaska debido a los altos salarios, las largas jornadas laborales y la vivienda subvencionada, lo que generó un ambiente de auge económico en Valdez , Fairbanks y Anchorage .

El primer barril de petróleo viajó a través del oleoducto en el verano de 1977, ^{[ 1 ] [ 2 ] [ 3 ] [ 4 ]} con producción a gran escala para finales de año. Desde entonces, se han producido varios incidentes notables de fugas de petróleo, incluyendo aquellos causados ​​por sabotaje, fallas de mantenimiento y agujeros de bala . ^{[ 5 ]} Hasta 2025, había transportado más de 19 mil millones de barriles de petróleo. Se ha demostrado que el oleoducto es capaz de entregar más de 2 millones de barriles de petróleo por día, pero actualmente opera a una fracción de su capacidad máxima, alrededor de 470 000 barriles por día. Si el flujo se detuviera o el rendimiento fuera demasiado bajo, la línea podría congelarse. El oleoducto podría extenderse y utilizarse para transportar petróleo producido de proyectos de perforación controvertidos propuestos en el cercano Refugio Nacional de Vida Silvestre del Ártico (ANWR).

El pueblo Iñupiat de la vertiente norte de Alaska había extraído turba saturada de petróleo durante posiblemente miles de años, usándola como combustible para calefacción e iluminación. Los balleneros que se alojaron en Point Barrow vieron la sustancia que los Iñupiat llamaban brea y la reconocieron como petróleo. Charles Brower, un ballenero que se estableció en Barrow y operó puestos comerciales a lo largo de la costa ártica, dirigió al geólogo Alfred Hulse Brooks hacia filtraciones de petróleo en Cape Simpson y Fish Creek en el extremo norte de Alaska, al este del pueblo de Barrow . ^{[ 6 ]} El informe de Brooks confirmó las observaciones de Thomas Simpson, un oficial de la Compañía de la Bahía de Hudson que observó por primera vez las filtraciones en 1836. ^{[ 7 ]} Se encontraron filtraciones similares en el río Canning en 1919 por Ernest de Koven Leffingwell . ^{[ 8 ]} Después de la Primera Guerra Mundial , a medida que la Armada de los Estados Unidos convertía sus barcos de carbón a fueloil , un suministro estable de petróleo se volvió importante para el gobierno de los Estados Unidos. En consecuencia, el presidente Warren G. Harding estableció por decreto una serie de Reservas Navales de Petróleo (NPR-1 a -4) en todo Estados Unidos. Estas reservas eran áreas consideradas ricas en petróleo y reservadas para futuras perforaciones por parte de la Armada estadounidense. La Reserva Naval de Petróleo n.° 4 ^se ubicó en el extremo norte de Alaska, justo al sur de Barrow, y abarcaba 23 000 000 de acres (93 078 km² ⁾ . ^{[ 9} ] 

Las primeras exploraciones de NPR-4 fueron realizadas por el Servicio Geológico de los Estados Unidos entre 1923 y 1925 y se centraron en el mapeo, la identificación y la caracterización de los recursos de carbón en la parte occidental de la reserva y la exploración de petróleo en las partes oriental y septentrional de la misma. Estos estudios fueron principalmente a pie; en ese momento no se disponía de técnicas de perforación ni de teledetección . Estos estudios dieron nombre a muchos de los accidentes geográficos de las áreas exploradas, incluidas las montañas y el cuadrángulo de Philip Smith. ^{[ 10 ] [ 11 ]}

La reserva de petróleo permaneció inactiva hasta que la Segunda Guerra Mundial impulsó la exploración de nuevos yacimientos petrolíferos. Los primeros esfuerzos renovados para identificar activos petrolíferos estratégicos consistieron en un estudio doble que utilizó avionetas , guías locales inupiat y personal de diversas agencias para localizar filtraciones reportadas. Ebbley y Joesting informaron sobre estas incursiones iniciales en 1943. A partir de 1944, la Armada de los Estados Unidos financió la exploración petrolífera cerca del monte Umiat , en el río Colville , en las estribaciones de la cordillera Brooks . ^{[ 12 ]} Los topógrafos del Servicio Geológico de los Estados Unidos ( USGS ) se desplegaron por la reserva de petróleo y trabajaron para determinar su extensión hasta 1953, cuando la Armada suspendió la financiación del proyecto. El USGS encontró varios campos petrolíferos, entre los que destacan el Campo Petrolífero Alpine y el Campo Petrolífero Umiat , pero ninguno resultó rentable para su desarrollo. ^{[ 13 ]}

Cuatro años después de que la Armada suspendiera su estudio, Richfield Oil Corporation (más tarde Atlantic Richfield y ARCO) perforó un pozo petrolífero enormemente exitoso cerca del río Swanson en el sur de Alaska, cerca de Kenai . ^{[ 14 ]} El campo petrolífero del río Swanson resultante fue el primer campo petrolífero de producción comercial importante de Alaska, e impulsó la exploración y el desarrollo de muchos otros. ^{[ 15 ]} Para 1965, se habían desarrollado cinco campos de petróleo y once de gas natural. Este éxito y la exploración previa de la Armada de su reserva de petróleo llevaron a los ingenieros petroleros a la conclusión de que el área de Alaska al norte de la cordillera Brooks seguramente contenía grandes cantidades de petróleo y gas. ^{[ 16 ]} Los problemas provenían de la lejanía de la zona y el clima riguroso. Se estimó que se tendrían que recuperar entre 200.000.000 barriles (32.000.000 m³ ) y 500.000.000 barriles (79.000.000 m³ ^{) de petróleo para que un yacimiento petrolífero} de North Slope ^{fuera comercialmente viable. [ 14 ]}  

En 1967, Atlantic Richfield (ARCO) inició trabajos de prospección detallados en el área de Prudhoe Bay . En enero de 1968, comenzaron a circular informes sobre el descubrimiento de gas natural mediante un pozo exploratorio. ^{[ 17 ]} El 12 de marzo de 1968, un equipo de perforación de Atlantic Richfield encontró petróleo. ^{[ 18 ]} Un pozo exploratorio comenzó a producir a una tasa de 1152 barriles (183,2 m³ ) de petróleo por día. ^{[ 17 ] El 25} de junio, ARCO anunció que un segundo pozo exploratorio también estaba produciendo petróleo a una tasa similar. En conjunto, los dos pozos confirmaron la existencia del Campo Petrolífero de Prudhoe Bay . El nuevo campo contenía más de 25 mil millones de barriles (4,0 × 10⁹ m³) de petróleo ^{, lo} que lo convertía en el más grande de América del Norte y el 18.º más grande del mundo. ^{[ 18 ]}  

El problema pronto se centró en cómo desarrollar el yacimiento petrolífero y transportar el producto a los mercados estadounidenses. Los sistemas de oleoductos representan un alto costo inicial, pero menores costos operativos; sin embargo, aún no se había construido ningún oleoducto de la longitud necesaria. Se propusieron varias otras soluciones. Boeing propuso una serie de gigantescos aviones cisterna de 12 motores para transportar petróleo desde el yacimiento, el Boeing RC-1 . ^{[ 19 ]} General Dynamics propuso una línea de submarinos cisterna para viajar bajo la capa de hielo del Ártico , y otro grupo propuso extender el Ferrocarril de Alaska hasta Prudhoe Bay. ^{[ 20 ]}

Para probar esto, en 1969 Humble Oil and Refining Company envió un petrolero especialmente equipado, el SS Manhattan  , para probar la viabilidad del transporte de petróleo en petroleros rompehielos hasta el mercado. ^{[ 21 ]} El Manhattan fue equipado con una proa rompehielos, potentes motores y hélices reforzadas antes de cruzar con éxito el Paso del Noroeste desde el Océano Atlántico hasta el Mar de Beaufort. Durante el viaje, el barco sufrió daños en varias de sus bodegas de carga, que se inundaron con agua de mar. El hielo arrastrado por el viento obligó al Manhattan a cambiar su ruta prevista del Estrecho de M'Clure al Estrecho Príncipe de Gales , de menor tamaño . Fue escoltado de regreso a través del Paso del Noroeste por un rompehielos de la Guardia Costera canadiense , el CCGS John A. Macdonald . Aunque el Manhattan volvió a transitar el Paso del Noroeste en el verano de 1970, el concepto se consideró demasiado arriesgado. ^{[ 22 ]}

En febrero de 1969, antes incluso de que el SS Manhattan zarpara de su punto de partida en la costa este, el Sistema de Oleoductos Trans-Alaska (TAPS), un grupo conjunto no incorporado creado por ARCO, British Petroleum y Humble Oil en octubre de 1968, ^{[ 23 ]} solicitó permiso al Departamento del Interior de los Estados Unidos para comenzar los estudios geológicos y de ingeniería de una ruta propuesta para un oleoducto desde Prudhoe Bay hasta Valdez, a través de Alaska. Incluso antes de que comenzaran los primeros estudios de viabilidad, las compañías petroleras ya habían elegido la ruta aproximada del oleoducto. ^{[ 24 ]}

Dado que TAPS esperaba comenzar a instalar tuberías en septiembre de 1969, se realizaron pedidos importantes de tuberías de acero de 48  pulgadas ( 122  cm) de diámetro. ^{[ 25 ]} Ninguna empresa estadounidense fabricaba tuberías con esas especificaciones, por lo que tres empresas japonesas —Sumitomo Metal Industries , Nippon Steel Corporation y Nippon Kokan Kabushiki Kaisha— recibieron un contrato de 100 millones de dólares para más de 800 millas (1280  km) de tubería. Al mismo tiempo, TAPS realizó un pedido de 30 millones de dólares para la primera de las enormes bombas que se necesitarían para impulsar el petróleo a través del oleoducto. ^{[ 26 ]}

En junio de 1969, mientras el SS Manhattan navegaba por el Paso del Noroeste, TAPS solicitó formalmente al Departamento del Interior un permiso para construir un oleoducto a lo largo de 1300 km (800 millas ) de terreno público, desde Prudhoe Bay hasta Valdez. ^{[ 27 ]} La solicitud contemplaba una franja de derecho de paso de 30,5 m (100 pies) de ancho para construir un oleoducto subterráneo de 122 cm (48 pulgadas) de diámetro, que incluía 11 estaciones de bombeo. También se solicitó otra franja de derecho de paso para construir una carretera de construcción y mantenimiento paralela al oleoducto. Un documento de tan solo 20 páginas contenía toda la información que TAPS había recopilado sobre la ruta hasta esa etapa de su estudio topográfico. ^{[ 28 ]} 

El Departamento del Interior respondió enviando personal para analizar la ruta y el plan propuestos. Max Brewer , experto en el Ártico a cargo del Laboratorio de Investigación Naval del Ártico en Barrow, concluyó que el plan de enterrar la mayor parte del oleoducto era completamente inviable debido a la abundancia de permafrost a lo largo de la ruta. En un informe, Brewer afirmó que el petróleo caliente transportado por el oleoducto derretiría el permafrost subyacente, provocando la falla del oleoducto al convertirse su soporte en lodo. Este informe fue remitido a los comités correspondientes de la Cámara de Representantes y el Senado de los Estados Unidos , que debían aprobar la propuesta de derecho de paso porque solicitaba más terreno del autorizado por la Ley de Arrendamiento de Minerales de 1920 y porque rompería una congelación de desarrollo impuesta en 1966 por el exsecretario del Interior Stewart Udall . ^{[ 29 ]}

Udall impuso la congelación de cualquier proyecto que involucrara tierras reclamadas por nativos de Alaska con la esperanza de que resultara en un acuerdo general de reclamaciones nativas. ^{[ 30 ]} En el otoño de 1969, el Departamento del Interior y TAPS se dispusieron a sortear la congelación de tierras obteniendo exenciones de las diversas aldeas nativas que tenían reclamaciones sobre una parte del derecho de paso propuesto. Para finales de septiembre, todas las aldeas relevantes habían renunciado a sus reclamaciones de derecho de paso, y el Secretario del Interior, Wally Hickel, pidió al Congreso que levantara la congelación de tierras para todo el proyecto TAPS. Después de varios meses de interrogatorio por parte de los comités de la Cámara de Representantes y del Senado que supervisaban el proyecto, Hickel recibió la autoridad para levantar la congelación de tierras y dar luz verde a TAPS.

TAPS comenzó a emitir cartas de intención a contratistas para la construcción de la "carretera de transporte", una autopista que recorría la ruta del oleoducto y que se utilizaría para la construcción. Se preparó maquinaria pesada y los equipos se dispusieron a comenzar a trabajar una vez que Hickel dio su autorización y la nieve se derritió. ^{[ 31 ]} Sin embargo, antes de que Hickel pudiera actuar, varios grupos de nativos de Alaska y de conservación solicitaron a un juez en Washington, D.C., que emitiera una orden judicial contra el proyecto. Varias de las aldeas nativas que habían renunciado a sus derechos de paso se retractaron porque TAPS no había elegido a ningún contratista nativo para el proyecto y era poco probable que los contratistas elegidos contrataran a trabajadores nativos. ^{[ 32 ]}

El 1 de abril de 1970, el juez George Luzerne Hart, Jr. , del Tribunal de Distrito de los Estados Unidos para el Distrito de Columbia , ordenó al Departamento del Interior que no emitiera un permiso de construcción para una sección del proyecto que cruzaba una de las reclamaciones. ^{[ 33 ]} Menos de dos semanas después, Hart escuchó los argumentos de grupos conservacionistas que alegaban que el proyecto TAPS violaba la Ley de Arrendamiento de Minerales y la Ley Nacional de Política Ambiental , que habían entrado en vigor a principios de año. Hart emitió una orden judicial contra el proyecto, impidiendo que el Departamento del Interior emitiera un permiso de construcción y deteniendo el proyecto en seco. ^{[ 34 ]}

Después de que el Departamento del Interior impidiera la emisión de un permiso de construcción, el consorcio TAPS, que no estaba constituido como sociedad, se reorganizó en la nueva empresa Alyeska Pipeline Service Company . ^{[ 35 ]} El exgerente de Humble Oil, Edward L. Patton , fue puesto a cargo de la nueva compañía y comenzó a ejercer una fuerte presión a favor de un acuerdo de compensación para las reclamaciones de los nativos de Alaska con el fin de resolver las disputas sobre el derecho de paso del oleoducto. ^{[ 36 ]}

La oposición a la construcción del oleoducto provino principalmente de dos fuentes: los grupos nativos de Alaska y los conservacionistas . Los nativos de Alaska estaban molestos porque el oleoducto cruzaría tierras tradicionalmente reclamadas por diversos grupos indígenas, pero no obtendrían ningún beneficio económico directo. Los conservacionistas estaban indignados por lo que consideraban una incursión en el último territorio virgen de Estados Unidos. ^{[ 37 ]}

objeciones de conservación

Aunque los grupos conservacionistas y las organizaciones ambientales habían manifestado su oposición al proyecto del oleoducto antes de 1970, la introducción de la Ley Nacional de Política Ambiental les proporcionó fundamentos legales para detenerlo. Ingenieros del Ártico habían expresado su preocupación por la forma en que los planes para un oleoducto subterráneo demostraban desconocimiento de la ingeniería ártica y del permafrost en particular. ^{[ 38 ]} Una cláusula de la NEPA que exigía un estudio de alternativas y otra cláusula que exigía una declaración de impacto ambiental convirtieron esas preocupaciones en herramientas utilizadas por la Wilderness Society , Friends of the Earth y el Environmental Defense Fund en su demanda de la primavera de 1970 para detener el proyecto. ^{[ 39 ]}

La orden judicial contra el proyecto obligó a Alyeska a realizar más investigaciones durante el verano de 1970. El material recopilado se entregó al Departamento del Interior en octubre de 1970, ^{[ 40 ]} y se publicó un borrador de la declaración de impacto ambiental en enero de 1971. ^{[ 41 ]} La declaración de 294 páginas generó fuertes críticas, produciendo más de 12 000 páginas de testimonios y pruebas en los debates del Congreso a finales de marzo. ^{[ 42 ]} Las críticas al proyecto incluían su efecto en la tundra de Alaska , la posible contaminación, el daño a los animales, las características geográficas y la falta de información técnica por parte de Alyeska. Un elemento de la oposición que el informe aplacó fue la discusión de alternativas. Todas las alternativas propuestas —la extensión del Ferrocarril de Alaska, una ruta alternativa a través de Canadá, el establecimiento de un puerto en Prudhoe Bay, entre otras— se consideraron que planteaban mayores riesgos ambientales que la construcción de un oleoducto que cruzara Alaska directamente. ^{[ 41 ]}

La oposición también se dirigió a la construcción de la carretera de construcción y mantenimiento paralela al oleoducto. Si bien una cláusula en la propuesta de oleoducto de Alyeska contemplaba la eliminación del oleoducto en un punto determinado, no se incluyó ninguna disposición similar para la eliminación de la carretera. Sydney Howe, presidente de la Conservation Foundation, advirtió: «El petróleo podría durar cincuenta años. Una carretera permanecería para siempre». ^{[ 43 ]} Este argumento se basaba en el lento crecimiento de plantas y animales en el extremo norte de Alaska debido a las duras condiciones y la corta temporada de crecimiento. En su testimonio, un ambientalista argumentó que los árboles árticos, aunque solo medían unos pocos pies de altura, eran plántulas «cuando George Washington asumió la presidencia». ^{[ 44 ]}

La parte del debate ambiental con mayor impacto simbólico tuvo lugar al discutir el impacto del oleoducto en las manadas de caribúes. ^{[ 45 ]} Los ambientalistas propusieron que el oleoducto tendría un efecto en los caribúes similar al efecto del ferrocarril transcontinental estadounidense en la población de bisontes americanos de América del Norte. ^{[ 45 ]} Los críticos del oleoducto dijeron que este bloquearía las rutas migratorias tradicionales, reduciendo las poblaciones de caribúes y facilitando su caza. Esta idea fue explotada en la publicidad contra el oleoducto, sobre todo cuando una imagen de una carretilla elevadora que transportaba varios caribúes cazados legalmente se imprimía con el eslogan: "Hay más de una manera de transportar caribúes a través del oleoducto de Alaska". ^{[ 46 ]} El uso del caribú como ejemplo de los efectos ambientales del oleoducto alcanzó su punto álgido en la primavera de 1971, cuando se debatía el borrador de la declaración ambiental. ^{[ 46 ]}

objeciones indígenas

En 1902, el Departamento de Agricultura de los Estados Unidos reservó 16.000.000 de acres (64.750 km² ⁾ del sureste de Alaska como el Bosque Nacional Tongass . ^{[ 47 ]} Los nativos tlingit que vivían en la zona protestaron porque la tierra les pertenecía y les había sido arrebatada injustamente. En 1935, el Congreso aprobó una ley que permitía a los tlingit demandar una compensación, y el caso resultante se prolongó hasta 1968, cuando se llegó a un acuerdo de 7,5 millones de dólares. ^{[ 48 ]} Tras la demanda de los nativos para detener las obras del oleoducto Trans-Alaska, este precedente se mencionó con frecuencia en los debates, lo que generó presión para resolver la situación más rápidamente que los 33 años que habían tardado los tlingit en quedar satisfechos. ^{[ 49 ]} Entre 1968 y 1971, se presentaron varios proyectos de ley en el Congreso de los Estados Unidos para compensar las reclamaciones de los nativos en todo el estado. ^{[ 50 ]} El primer proyecto de ley ofrecía 7 millones de dólares, pero fue rotundamente rechazado. ^{[ 51 ]} 

La Federación de Nativos de Alaska , creada en 1966, contrató al exjuez de la Corte Suprema de los Estados Unidos, ^Arthur Goldberg , quien sugirió que un acuerdo debería incluir 40 millones de acres (160 000 km² ) de tierra y un pago de 500 millones de dólares. ^{[ 51 ]} El asunto permaneció estancado hasta que Alyeska comenzó a ejercer presión en el Congreso a favor de una ley de reclamaciones nativas para levantar la orden judicial contra la construcción del oleoducto. ^{[ 51 ]} En octubre de 1971, el presidente Richard Nixon firmó la Ley de Acuerdo de Reclamaciones de los Nativos de Alaska (ANCSA). Según esta ley, los grupos nativos renunciarían a sus reclamaciones de tierras a cambio de 962,5 millones de dólares y 148,5 millones de acres (601 000 km² ⁾ de tierras federales. ^{[ 52 ]} El dinero y las tierras se dividieron entre corporaciones locales y regionales, que luego distribuyeron acciones a los nativos de la región o localidad. Las acciones pagaban dividendos basados ​​tanto en el acuerdo como en las ganancias de la corporación. ^{[ 53 ]} Para los desarrolladores de oleoductos, el aspecto más importante de ANCSA era la cláusula que dictaba que no se podían seleccionar asignaciones nativas en el trazado del oleoducto. ^{[ 54 ]}    

Otra objeción de los nativos era el potencial impacto que el oleoducto tendría en su modo de vida tradicional. Muchos nativos temían que la perturbación causada por el oleoducto ahuyentara a las ballenas y los caribúes de los que dependen para alimentarse. ^{[ 55 ]}

Tanto en los tribunales como en el Congreso, Alyeska y las compañías petroleras lucharon por la construcción del oleoducto en medio de la oposición con respecto al EIS (declaración de impacto ambiental) del oleoducto. Los argumentos continuaron hasta 1971. Las objeciones sobre las manadas de caribúes fueron contrarrestadas con observaciones de Davidson Ditch , un oleoducto de agua con el mismo diámetro que el oleoducto Trans-Alaska, que los caribúes podían saltar. ^{[ 56 ]} A quienes argumentaban que el oleoducto alteraría irrevocablemente la naturaleza salvaje de Alaska, los defensores señalaron los restos cubiertos de vegetación de la Fiebre del Oro de Fairbanks , la mayoría de los cuales habían sido borrados 70  años después. ^{[ 57 ]} Algunos opositores al oleoducto estaban satisfechos con el diseño preliminar de Alyeska, que incorporaba cruces subterráneos y elevados para caribúes y otros animales de caza mayor, aislamiento de grava y espuma de poliestireno para evitar el derretimiento del permafrost, detección y cierre automáticos de fugas y otras técnicas. ^{[ 58 ]} Otros opositores, incluidos pescadores que temían fugas de buques cisterna al sur de Valdez, mantuvieron su desacuerdo con el plan. ^{[ 59 ]}

Todos los argumentos a favor y en contra del oleoducto se incorporaron a la declaración final de impacto ambiental de 3500 páginas y 9 volúmenes, que se publicó el 20 de marzo de 1972. ^{[ 54 ]} Aunque el senador de Alaska, Ted Stevens, consideró que la declaración "no fue escrita por un defensor", mantuvo la aprobación general para la construcción del oleoducto que se demostró en el borrador de la declaración. ^{[ 60 ]} El secretario del Interior de los Estados Unidos, Rogers Morton, permitió 45 días para comentarios después de la publicación, y los conservacionistas crearon un documento de 1300 páginas oponiéndose a la declaración de impacto. ^{[ 61 ]} Este documento no logró convencer al juez Hart, quien levantó la orden judicial sobre el proyecto el 15 de agosto de 1972. ^{[ 62 ]}

Los grupos ambientalistas que habían presentado la orden judicial apelaron la decisión, y el 6 de octubre de 1972, el Tribunal de Apelaciones del Distrito de los Estados Unidos en Washington, D.C., revocó parcialmente la decisión de Hart. El tribunal de apelaciones declaró que, si bien la declaración de impacto ambiental seguía las directrices establecidas por la Ley Nacional de Política Ambiental, no seguía la Ley de Arrendamiento de Minerales , que permitía un derecho de paso para el oleoducto menor que el requerido para el Oleoducto Trans-Alaska. ^{[ 62 ]} Las compañías petroleras y Alyeska apelaron esta decisión ante la Corte Suprema de los Estados Unidos, pero en abril de 1973, la corte se negó a conocer del caso. ^{[ 63 ]}

Aunque el derecho de paso legal se despejó en enero de 1974, el clima frío, la necesidad de contratar trabajadores y la construcción de la autopista Dalton hicieron que el trabajo en el oleoducto no comenzara hasta marzo. ^{[ 78 ]} Entre 1974 y el 28 de julio de 1977, cuando el primer barril de petróleo llegó a Valdez, ^{[ 3 ] [ 79 ]} decenas de miles de personas trabajaron en el oleoducto. ^{[ 80 ]} Miles de trabajadores llegaron a Alaska, atraídos por la perspectiva de empleos bien remunerados en un momento en que la mayor parte del resto de Estados Unidos estaba atravesando una recesión. ^{[ 81 ]}

Los trabajadores de la construcción soportaron largas jornadas, temperaturas frías y condiciones brutales. El terreno difícil, particularmente en el Paso Atigun , el Cañón Keystone y cerca del río Sagavanirktok, obligó a los trabajadores a encontrar soluciones para problemas imprevistos. ^{[ 82 ]} Las soldaduras defectuosas y las acusaciones de un control de calidad deficiente provocaron una investigación del Congreso que, en última instancia, reveló poco. ^{[ 83 ] [ 84 ]} Se gastaron más de 8 mil millones de dólares en la construcción de los 800 millas (1300 km) de oleoducto, la Terminal Marítima de Valdez y 12 estaciones de bombeo. ^{[ 85 ]} El esfuerzo de construcción también tuvo un costo humano. Treinta y dos empleados de Alyeska y contratistas murieron por causas directamente relacionadas con la construcción. Esa cifra no incluye las bajas de transportistas comunes . ^{[ 86 ]} 

El petróleo que llega al oleoducto Trans-Alaska proviene de varios campos petrolíferos en la vertiente norte de Alaska. El campo petrolífero de Prudhoe Bay, el más comúnmente asociado con el oleoducto, aporta petróleo, ^{[ 18 ]} al igual que los campos petrolíferos de Kuparuk , ^{[ 137 ]} Alpine , ^{[ 138 ]} Endicott y Liberty , entre otros. ^{[ 139 ]} El petróleo emerge del suelo a aproximadamente 120 °F (49 °C) y se enfría a 111 °F (44 °C) cuando llega a la estación de bombeo 1 a través de oleoductos alimentadores que se extienden a lo largo de la vertiente norte. ^{[ 140 ]} El petróleo crudo de la vertiente norte tiene una gravedad específica de 29,9 API a 60 °F (16 °C) . ^{[ 141 ]} El caudal del oleoducto se ha mantenido constante desde 2013 hasta 2018, rondando poco más de medio millón de barriles por día. El año de flujo mínimo fue 2015 ^, que promedió 508.446 barriles por día (80.836,5 m³ /d) , ^{[ 142 ]} que es menor que su capacidad máxima teórica de 2,14 millones de barriles por día (340.000 ^m³ / d) ^{[ 143 ]} o su máximo real de 2,03 millones de barriles por día (323.000 m³ ^/ d) en 1988. ^{[ 144 ]} Desde la estación de bombeo 1, el tiempo promedio que tarda el petróleo en recorrer toda la longitud del oleoducto hasta Valdez ha aumentado de 4,5 días a 18 días desde 1988 hasta 2018. ^{[ 145 ]}         

El caudal mínimo a través del oleoducto no está tan claramente definido como su máximo. Operar a caudales más bajos prolongará la vida útil del oleoducto y aumentará las ganancias de sus propietarios. ^{[ 146 ]} El caudal de 600 000 bbl/d de 2012 es significativamente menor que el diseñado para el oleoducto. Los caudales bajos requieren que el petróleo se mueva más lentamente a través de la línea, lo que significa que su temperatura baja más que en situaciones de alto caudal. Una congelación en la línea bloquearía un pig , lo que obligaría a una parada y reparaciones. ^{[ 146 ]} Un informe de ingeniería de Alyeska de 2011 indicó que, para evitar la congelación, sería necesario instalar calentadores en varias estaciones de bombeo. Este informe señaló que estas mejoras podrían reducir el caudal a tan solo 350 000 bbl/d, pero no intentó determinar el mínimo absoluto. Otros estudios han sugerido que el mínimo es de 70 000 a 100 000 bbl/d con el oleoducto actual. Alyeska también podría reemplazar el oleoducto de 48" desde Prudhoe Bay hasta Fairbanks con un oleoducto de 20" y usar el ferrocarril el resto del camino, lo que permitiría tan solo 45.000 bbl/d. ^{[ 146 ]}

Las estaciones de bombeo mantienen el impulso del petróleo a medida que avanza por el oleoducto. ^{[ 147 ]} La estación de bombeo 1 es la más septentrional de las 11 estaciones de bombeo distribuidas a lo largo del oleoducto. El diseño original contemplaba 12 estaciones de bombeo con 4 bombas cada una, pero la estación de bombeo 11 nunca se construyó. No obstante, las estaciones de bombeo conservaron su sistema de nomenclatura previsto. Ocho estaciones estaban en funcionamiento al inicio, y este número aumentó a 11 en 1980 a medida que aumentaba el caudal. ^{[ 148 ]} En diciembre de 2024, solo cuatro estaciones estaban transportando petróleo: las estaciones de bombeo 1, 4, 5 y 9. Las bombas son turbinas de gas natural o de combustible líquido. ^{[ 143 ]}

Debido a meandros y acomodaciones térmicas y sísmicas, la cantidad de tubería de acero soldada de 48 pulgadas de diámetro (1200 mm) entre las estaciones de tubería y el final de la línea es de 800,3 millas (1288,0 km) , mientras que la distancia lineal entre los puntos finales de las estaciones de Prudhoe Bay y Valdez es de 639,34 millas (1028,92 km) . ^{[ 149 ]} El oleoducto cruza 34 arroyos o ríos principales y casi 500 menores. Su punto más alto está en el Paso Atigun , donde el oleoducto está a 4739 pies (1444 m) sobre el nivel del mar. La pendiente máxima del oleoducto es del 145%, en el Paso Thompson en las montañas Chugach. ^{[ 149 ]} El oleoducto se construyó en secciones de 40 y 60 pies (12,2 y 18,3 metros). Cuarenta y dos mil de estas secciones se soldaron juntas para formar una junta doble, que se colocó en su lugar en la línea. Se necesitaron sesenta y seis mil "soldaduras circunferenciales de campo" para unir las juntas dobles en una tubería continua. ^{[ 150 ]} La tubería tiene dos espesores diferentes: 466 millas (750 km) de ella tienen 0,462 pulgadas (1,17 cm) de espesor, mientras que las 334 millas (538 km) restantes tienen 0,562 pulgadas (1,43 cm) de espesor. ^{[ 25 ]} Más de 78 000 elementos de soporte vertical sostienen las secciones de la tubería sobre el suelo, ^{[ 151 ]} y la tubería contiene 178 válvulas. ^{[ 152 ]}        

Al final del oleoducto se encuentra la Terminal Marítima de Valdez , que puede almacenar 9,18 millones de barriles (1.460.000 m³) de ^petróleo en dieciocho tanques de almacenamiento. ^{[ 153 ]} Tienen 19,3 m (63,3 pies) de altura y 76 m (250 pies ) de diámetro. Su capacidad promedio es del 85% en cualquier momento dado: 7,8 millones de barriles (1.240.000 m³ ⁾ . ^{[ 154 ]} Tres centrales eléctricas en la terminal generan 12,5 megavatios cada una. ^{[ 155 ]} Hay cuatro muelles disponibles para el amarre de buques, además de dos muelles de carga, donde se realiza el bombeo de petróleo. Más de 19.000 buques cisterna han sido abastecidos por la terminal marítima desde 1977. ^{[ 156 ]}    

El oleoducto se inspecciona varias veces al día, principalmente desde el aire. También se realizan patrullajes a pie y por carretera para detectar problemas como fugas o asentamientos o desplazamientos de las tuberías. La inspección del oleoducto puede completarse en tan solo veintiún días, pero la mayoría de las inspecciones requieren más tiempo para garantizar su exhaustividad. ^{[ 157 ]} Sin embargo, estas inspecciones externas son solo una parte del mantenimiento estándar. La mayor parte del mantenimiento del oleoducto se realiza mediante raspadores mecánicos (pigging), dispositivos que se introducen en la tubería para realizar diversas funciones. ^{[ 158 ]}

El pig más común es el pig raspador, ^{[ 159 ]} que elimina la cera que precipita del petróleo y se acumula en las paredes de la tubería. Cuanto más frío esté el petróleo, mayor será la acumulación de cera. Esta acumulación puede causar diversos problemas, por lo que se necesitan "piggings" regulares para mantener la tubería limpia. ^{[ 160 ]} Un segundo tipo de pig (es decir, el pig inteligente) viaja a través de la tubería y busca corrosión. Los pigs detectores de corrosión utilizan sensores magnéticos o ultrasónicos. Los sensores magnéticos detectan la corrosión analizando las variaciones en el campo magnético del metal de la tubería. Los pigs de prueba ultrasónica detectan la corrosión examinando las vibraciones en las paredes de la tubería. Otros tipos de pigs buscan irregularidades en la forma de la tubería, como si se está doblando o pandeando. ^{[ 161 ]} Los pigs "inteligentes", que contienen una variedad de sensores, pueden realizar múltiples tareas. ^{[ 162 ]} Por lo general, estos pigs se insertan en Prudhoe Bay y recorren la longitud de la tubería. En julio de 2009, se instaló un lanzador de raspadores en la estación de bombeo 8, cerca del punto medio del oleoducto. ^{[ 162 ]}

Un tercer tipo de mantenimiento común consiste en la instalación y sustitución de ánodos de sacrificio a lo largo de las secciones subterráneas de la tubería. Estos ánodos reducen la corrosión causada por la acción electroquímica que afecta a estas secciones enterradas. La excavación y sustitución de los ánodos es necesaria a medida que se corroen. ^{[ 163 ]}

El oleoducto ha sufrido daños en ocasiones debido a sabotaje, errores humanos, fallas de mantenimiento y desastres naturales. Por ley, Alyeska está obligada a informar sobre derrames de petróleo importantes a las autoridades reguladoras. ^{[ 165 ]} El derrame de petróleo del Exxon Valdez es el accidente más conocido relacionado con el petróleo de Alaska, pero no involucró al oleoducto en sí. ^{[ 166 ]} Tras el derrame, Alyeska creó una fuerza de respuesta rápida financiada por las compañías petroleras, ^{[ 167 ]} incluyendo a ExxonMobil , que fue declarada responsable del derrame. ^{[ 168 ]}

Una explosión ocurrida el 8 de julio de 1977 en la Estación de Bombeo n.° 8 causó la muerte de un trabajador, hirió a otros cinco y destruyó la estación. ^{[ 169 ] [ 170 ]} Posteriormente, un comité del Congreso anunció que la causa fue que los trabajadores no siguieron los procedimientos adecuados, lo que provocó que el petróleo crudo fluyera hacia una bomba que estaba en reparación en ese momento. ^{[ 171 ]} En sus dos primeros meses de operación, del 20 de junio al 15 de agosto de 1977, siete incidentes y accidentes provocaron el cierre periódico del oleoducto. La NTSB investigó el sistema y formuló recomendaciones. ^{[ 172 ] [ 173 ]}

El mayor derrame de petróleo que involucró al oleoducto principal tuvo lugar el 15 de febrero de 1978, cuando un individuo desconocido provocó un agujero de 2,54 centímetros (1 pulgada) en Steele Creek, justo al este de Fairbanks. ^{[ 174 ] Aproximadamente} 16 000 barriles (2500 m³ ) de petróleo se filtraron por el agujero antes de que se cerrara el oleoducto. ^{[ 164 ]} Después de más de 21 horas, se reinició. ^{[ 175 ]} 

La tubería de acero es resistente a los disparos y los ha resistido en varias ocasiones, pero el 4 de octubre de 2001, un hombre ebrio llamado Daniel Carson Lewis disparó un agujero en una soldadura cerca de ^Livengood , causando el segundo mayor derrame de petróleo en la historia de los oleoductos. ^{[ 176 ]} Aproximadamente 6144 barriles (976,8 m³ ⁾ se filtraron del oleoducto; ⁴²³⁸ barriles (673,8 m³ ) fueron recuperados y reinyectados en el oleoducto. ^{[ 177} ] Casi 2 acres (8100 m² ) de ^tundra se contaminaron y fueron retirados durante la limpieza. ^{[ 178 ]} El oleoducto fue reparado y se reinició más de 60 horas después. ^{[ 179 ]} Lewis fue declarado culpable en diciembre de 2002 de daños criminales, agresión, conducir ebrio, contaminación por petróleo y mala conducta. ^{[ 180 ]}   

El oleoducto fue construido para resistir terremotos, incendios forestales y otros desastres naturales. El terremoto de Denali de 2002 ocurrió a lo largo de una falla que pasaba directamente debajo del oleoducto. ^{[ 181 ]} Los soportes deslizantes en esa sección particular de 1900 pies del oleoducto, justo sobre la falla, fueron diseñados para acomodar el deslizamiento del terreno de 20 pies horizontalmente y 5 verticalmente. En este terremoto de magnitud 7.9, el terreno se desplazó 14 pies horizontalmente y 2.5 verticalmente. El oleoducto no se rompió, pero algunos soportes deslizantes resultaron dañados y el oleoducto se cerró durante más de 66 horas como medida de precaución. ^{[ 179 ] [ 182 ]} En 2004, incendios forestales arrasaron partes del oleoducto, pero este no sufrió daños y no se cerró. ^{[ 183 ] [ 184 ]}

En mayo de 2010, se derramaron varios miles de barriles de una estación de bombeo cerca de Fort Greely durante una parada programada. Un circuito de control de la válvula de alivio falló durante una prueba del sistema de control de incendios, y el petróleo se vertió en un tanque y se desbordó sobre un área de contención secundaria. ^{[ 185 ]}

El 8 de enero de 2011 se descubrió una fuga en el sótano de la bomba de refuerzo de la Estación de Bombeo 1. Durante más de 80 horas, el caudal de la tubería se redujo al 5 % de lo normal. Se instaló un sistema de recogida de petróleo y se reanudó el caudal normal hasta que la tubería se cerró de nuevo mientras se instalaba un bypass para evitar la sección con fugas. ^{[ 186 ] [ 187 ] [ 188 ]}

Las fuertes lluvias en Alaska han provocado inundaciones peligrosamente cerca del oleoducto en los últimos años. En mayo de 2019, el río Dietrich se desbordó al norte de Coldfoot , erosionando entre 7,6 y 15,2 metros de la ribera, lo que obligó a realizar trabajos de emergencia que dejaron solo una franja de seguridad de 24,4 metros entre el río y el oleoducto. Unos meses después, en agosto, el río Sagavanirktok se desbordó, erosionando 30,5 metros de la ribera y dejando solo una franja de seguridad de 9,1 metros entre el río y el oleoducto. El río Lowe también se desbordó cerca del oleoducto en marzo de 2019 y de nuevo en junio de 2020. Aunque Alyeska parece estar respondiendo almacenando materiales de construcción y de respuesta a emergencias, y ha instalado enfriadores subterráneos bajo un tramo del oleoducto a 92,5 kilómetros al noroeste de Fairbanks, no se dispone fácilmente de información completa sobre los planes para abordar las roturas del oleoducto en "zonas de alto riesgo". ^{[ 189 ]}

En 2021, el oleoducto sufrió daños por primera vez debido al deshielo del permafrost. El permafrost, que es suelo que ha permanecido congelado durante más de dos años, es esencial para la integridad del oleoducto. Aproximadamente a 57 millas al noroeste de Fairbanks, el deshielo del permafrost provocó un deslizamiento de laderas, lo que a su vez causó que los soportes del oleoducto se torcieran y doblaran. Alyeska Corporation tuvo que solicitar al Departamento de Recursos Naturales de Alaska que realizara trabajos de protección de emergencia para mantener estable el permafrost. ^{[ 190 ]}

El diseño original del oleoducto a principios de la década de 1970 contemplaba una vida útil de 25 años con una producción esperada de 10 mil millones de barriles de petróleo de Prudhoe Bay. Según la mayoría de las medidas económicas, de ingeniería y de construcción, el oleoducto de Alaska ha sido un gran éxito. Sin embargo, desde principios de la década de 2000, la disminución de la producción de petróleo ha planteado un grave problema para el oleoducto. ^{[ 191 ]} A medida que disminuye el caudal, el petróleo pasa más tiempo en el oleoducto, lo que permite que se enfríe mucho más durante su viaje a Valdez. No se puede permitir que la temperatura baje de cero grados (0  °C), de lo contrario el oleoducto podría atascarse, agrietarse y romperse, ya que el contenido de agua se separaría del petróleo y se congelaría en el lugar. ^{[ 145 ]} Un "Estudio de Impacto de Bajo Caudal" realizado por los operadores del oleoducto, Alyeska, concluyó en junio de 2011 que el caudal mínimo para el oleoducto en su estado actual era de 300 000 a 350 000 barriles por día en invierno. ^{[ 192 ]}

Este caudal mínimo es una cifra legalmente controvertida, ya que el valor imponible del oleoducto depende en gran medida de cuánto tiempo pueda operarse. ^{[ 192 ]} A finales de 2011, el Tribunal Superior de Alaska dictaminó que el estudio de bajo caudal de Alyeska era inválido y falló a favor de un estudio interno de BP. ^{[ 146 ]} El estudio de BP concluyó que con la instalación de calentadores a lo largo de la ruta del oleoducto, el caudal mínimo podría reducirse a 70 000 barriles por día (11 000 ^m³ / d) . ^{[ 192 ]} Este fallo judicial aumentó nueve veces el valor imponible de la propiedad del oleoducto. ^{[ 193 ]} Un estudio del Consejo de Defensa de los Recursos Naturales que también fue citado en este caso judicial aportó cifras específicas a esta sugerencia y concluyó que una inversión de 0,8 mil millones de dólares en apuntalar el oleoducto podría extender su vida útil lo suficiente como para extraer 28 mil millones de dólares adicionales de petróleo solo de los pozos existentes. ^{[ 192 ] [ 146 ] [ 194 ]} Este estudio del NRDC explicó además: "Este es un nivel mínimo de caudal inferior al que se implica en el Estudio de Impacto de Bajo Caudal (LoFIS) de Alyeska. No utilizamos el nivel mínimo de caudal implícito en el LoFIS porque tenemos serias reservas sobre las suposiciones utilizadas en el estudio y el LoFIS no proporciona datos suficientes para respaldar sus afirmaciones." ^{[ 194 ]} 

La Declaración de Impacto Ambiental para la Renovación del Sistema de Oleoductos Trans-Alaska estimó en 2010 que los niveles de flujo serían viables al menos hasta 2032 ^{[ 195 ]} debido a la exploración en curso fuera de ANWR . Las mejoras que permiten caudales bajos podrían extender su vida útil hasta 2075. ^{[ 146 ]}

A medida que el flujo del oleoducto ha disminuido, su propiedad ha fluctuado. En 2000, cuando Exxon y Mobil se fusionaron, Mobil vendió su participación del 3,1% en el oleoducto a Williams Companies como condición de la fusión. ^{[ 196 ]} Tres años después, Williams vendió esa participación a Koch Alaska Pipeline Company, una subsidiaria de Koch Industries . ^{[ 197 ]} Nueve años después, Koch anunció que vendería su participación a los otros propietarios del oleoducto, al igual que Unocal , que había tenido una pequeña participación desde 1970. ^{[ 198 ]} En 2019, BP anunció planes para vender sus operaciones en Alaska a Hilcorp Energy Company . ^{[ 199 ]} El acuerdo, que se cerró en 2020, incluyó la participación del 49,1% de BP en el Sistema de Oleoductos Trans-Alaska. ^{[ 200 ]} Los opositores al acuerdo expresaron su preocupación de que Hilcorp, que no reveló completamente sus finanzas, carecerá de los recursos y la experiencia necesarios para abordar las preocupaciones de seguridad relacionadas con las inundaciones y el deshielo resultantes del cambio climático. ^{[ 201 ]}

Según los términos de sus concesiones y arrendamientos de tierras, los propietarios del oleoducto de Alaska estarán obligados a retirar el oleoducto y el equipo de apoyo al final de su vida útil, excepto las tuberías subterráneas limpias y selladas. ^{[ 202 ]} Este proyecto multimillonario debe financiarse con fondos específicamente asignados a los clientes de transporte de petróleo para este fin, aunque en 2004 estos fondos se mezclaron con otros y el monto necesario estaba en disputa. ^{[ 202 ]}

• Gasoducto de Alaska , propuesto
• Boeing RC-1 , un avión de carga propuesto para transportar petróleo desde Alaska.
• Oleoducto Canol
• La autopista Dalton , que discurre paralela al tramo norte del oleoducto.
• Derrame de petróleo en Prudhoe Bay
• Athabasca , la novela de Alistair MacLean donde el oleoducto ocupa un lugar destacado.

• Mapa SIG de los oleoductos de Alaska

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• Sitio web del oleoducto Alyeska
• El oleoducto de Alaska. Archivado el 5 de febrero de 2017 en Wayback Machine . Episodio relacionado de American Experience.
• Texto de la Ley de Autorización del Oleoducto Trans-Alaska