Explosão da refinaria de Texas City

Explosão da refinaria de Texas City
Parte de Derramamento de óleo da Deepwater Horizon
A destruição na área de trailers a oeste da unidade ISOM.
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Data	2005-03-23
Hora	13:20 (CTD)
Local	Refinaria da BP em Texas City
Localização	Planta de isomerização
Coordenadas	🌍
Tipo	Explosão de nuvem de vapor
Causa	Enchimento excessivo de uma chaminé de sopro com refinado líquido devido a instrumentação defeituosa e má execução do procedimento de partida da unidade.
Afetados	180 feridos
Mortes	15
Inquérito	Investigações internas da BP, investigação independente do Painel Baker, investigação do Conselho de Segurança Química dos EUA.
Condenado(s)	BP
Julgamento	Violação da seção 112(r)(7) da Lei do Ar Limpo (Estados Unidos).
Veredito	A BP se declarou culpada e chegou a um acordo no valor de US$ 50 milhões e um período de liberdade condicional de três anos.
Litígio	Aproximadamente 4.000 reclamações.
Custos	Aproximadamente US$ 2,5 bilhões em passivos para a BP.

Em 23 de março de 2005, uma nuvem de vapor de hidrocarboneto entrou em ignição e explodiu violentamente na unidade de isomerização da refinaria de petróleo pertencente à BP em Texas City, Texas. O incidente resultou na morte de 15 trabalhadores, 180 feridos e danos graves à refinaria. Todas as vítimas fatais eram trabalhadores contratados que operavam em instalações temporárias próximas à unidade, em apoio às atividades de manutenção programada [en]. As perdas materiais foram estimadas em 200 milhões de dólares (equivalente a 312 milhões de dólares em 2023). Considerando os custos com acordos judiciais (2,1 bilhões de dólares), reparos, produção interrompida e multas, a explosão é considerada o acidente mais custoso em uma refinaria no mundo.

A nuvem explosiva de vapor originou-se de líquidos de rafinado que transbordaaram do topo de uma flare. A fonte de ignição provavelmente foi o motor de um veículo em funcionamento. A liberação do líquido ocorreu após a abertura automática de um conjunto de válvulas de alívio [en] em uma coluna de fracionamento de rafinado, causada por enchimento excessivo.

Relatórios de investigação subsequentes conduzidos pela BP, pela Conselho de Segurança Química dos EUA [en] (CSB) e por um painel independente liderado por James Baker identificaram inúmeras falhas técnicas e organizacionais na refinaria e na gestão corporativa da BP.

O desastre teve amplas consequências para a empresa e para a indústria como um todo. A explosão foi o primeiro de uma série de acidentes que culminaram no derramamento de óleo da Deepwater Horizon, manchando gravemente a reputação da BP, especialmente nos Estados Unidos. Como resultado, a refinaria foi vendida, junto com outros ativos na América do Norte. A indústria, por sua vez, tomou medidas por meio da emissão de novas normas ou atualizações e de uma supervisão regulatória mais rigorosa das atividades das refinarias.

A refinaria foi estabelecida em 1933 pela Pan American Refining Corporation [en].^[1] Em 1954, a Pan American fundiu-se com a Standard Oil of Indiana, formando a Amoco.^[2] A BP adquiriu a refinaria em 1999, como parte de sua fusão com a Amoco.^[3] Em janeiro de 2005, era a segunda maior refinaria de petróleo do Texas, entre 23, e a quarta maior dos Estados Unidos, entre 142, com uma capacidade operacional de 475.000 barris por dia.^[4][a] Na época do acidente, era uma das três refinarias em Texas City, sendo as outras duas pertencentes à Marathon Petroleum [en] e à Valero Energy [en].^[1][4] A refinaria era também uma das cinco da BP nos EUA e a maior da empresa em todo o mundo, produzindo cerca de 10 milhões de galões (38 milhões de litros) de gasolina por dia, equivalente a aproximadamente 2,5% do volume total vendido nos Estados Unidos. Também produzia combustível de aviação, diesel e matérias-primas químicas. Seu terreno de 1.200 acres (490 ha) abrigava 29 unidades de refino de petróleo e quatro unidades químicas, empregando cerca de 1.800 funcionários da BP. No momento do acidente, aproximadamente 800 trabalhadores contratados estavam no local para apoiar as atividades de manutenção programada.^[6]

Na época da fusão de 1999, a refinaria enfrentava prejuízos financeiros,^[7] mas a BP conseguiu reverter a situação com grande sucesso. Em 2004, o complexo registrou um lucro recorde de mais de 1 bilhão de dólares, "mais do que qualquer outra refinaria no sistema da BP", segundo o líder da unidade de negócios e gerente do complexo, Don Parus.^[8] No início de 2005, a refinaria gerava lucros mensais de cerca de 100 milhões de dólares.^[9]

Desde 1974, a refinaria registrou 23 mortes em 20 acidentes distintos. Três desses ocorreram em 2004, o ano anterior à explosão. Quase metade dessas mortes foi causada por incêndios ou explosões resultantes de liberações de fluidos de processo.^[10] Uma explosão grave ocorreu em julho de 1979, quando hidrocarbonetos a 265 psi foram liberados de um cotovelo danificado de 12 inches (30 cm) no sistema de condensação de uma unidade de alquilação com ácido sulfúrico [en]. Mais de 4.000 galãos (15 m³) de líquidos foram descarregados, formando uma grande nuvem de vapor que se deslocou por cerca de 640 feet (200 m) até a unidade de craqueamento catalítico fluido, onde ocorreu a ignição. A explosão causou danos significativos à unidade de alquilação, à unidade de craqueamento, à caldeira de monóxido de carbono e a um prédio de controle, além de quebrar janelas a até 1,5 milhas (2,4 km) de distância. Embora não tenha havido mortes, as perdas materiais foram de 24 milhões de dólares (equivalente a 101 milhões de dólares em 2023).^[11][12] Outra explosão significativa ocorreu em março de 2004, sem vítimas, mas levou a BP a evacuar temporariamente a refinaria. A polícia fechou as vias de acesso e recomendou que os residentes permanecessem em suas casas.^[13]

A refinaria vinha sendo mal mantida por vários anos.^[14] Desde o início dos anos 1990, a Amoco e, posteriormente, a BP implementaram cortes substanciais no orçamento, afetando especialmente os gastos com manutenção. Após a fusão de 1999, a BP determinou uma redução de 25% nos custos operacionais, alcançada, em parte, por meio de cortes em manutenção, treinamento e pessoal de segurança.^[15][16]

Em 2002, a BP contratou a consultoria A.T. Kearney para avaliar "os fatores históricos que levaram à deterioração do desempenho da refinaria de Texas City". O relatório^[17] associou as reduções significativas de gastos à deterioração da integridade e confiabilidade da refinaria.^[18] Uma auditoria interna da BP em 2003 identificou uma "mentalidade de controle de gastos", uma cultura de culpa e status que comprometeu a gestão de meio ambiente, saúde e segurança (HSE) e o desempenho geral. A condição dos ativos e da infraestrutura era precária, a gestão não havia elaborado planos de ação eficazes e os recursos eram insuficientes.^[19] Uma auditoria semelhante em 2004 apontou falhas em todos os elementos da gestão de segurança de processos.^[20] Um relatório de auditoria externa da consultoria Telos, produzido em janeiro de 2005, identificou diversos problemas de segurança, incluindo "alarmes quebrados, tubos corroídos, pedaços de concreto caindo, parafusos soltos, cigarros caindo de 60 feet (18 m) e funcionários sendo intoxicados por vapores".^[21][22] O coautor do relatório afirmou: "Nunca vimos um local onde a noção 'posso morrer hoje' fosse tão real."^[23] O relatório também destacou que "a maioria dos entrevistados afirmou que a conformidade com produção e orçamento era reconhecida e recompensada antes de qualquer outra coisa"^[24] e que "a pressão por produção, prazos e falta de pessoal eram as principais causas de acidentes em Texas City".^[25] O relatório apontou ainda:

Há um grau excepcional de medo de incidentes catastróficos em Texas City. As pessoas relataram ou escreveram extensivamente sobre sérios perigos nas unidades operacionais, incluindo corrosão sob isolamento [en], amianto abandonado, problemas de integridade de tubulações, bombas reserva inadequadas e outras falhas operacionais e de equipamentos. A integridade das tubulações foi mencionada repetidamente. Mesmo com investimentos recentes em tubulações, as pessoas relataram que frequentemente não podiam parar a unidade para substituir as tubulações fabricadas. A tolerância a esses riscos "distraía" as pessoas das práticas seguras de rotina ou as fazia duvidar do compromisso com a segurança na planta.^[26]

Alguns relatórios importantes sobre as condições preocupantes da refinaria chegaram ao nível do conselho da empresa.^[27] Em março de 2005, semanas antes da explosão, um e-mail interno alertou: "Acredito verdadeiramente que estamos à beira de algo maior acontecer e que precisamos tomar decisões críticas [...] para chamar a atenção da força de trabalho para a segurança."^[28] A rotatividade de gerentes foi alta nos anos anteriores à explosão, com o complexo tendo cinco gerentes nos seis anos desde a fusão,^[29] resultando na percepção entre os funcionários de que novas iniciativas não seriam duradouras e que os esforços se concentravam em lucros de curto prazo, em detrimento da sustentabilidade a longo prazo.^[30] O complexo ainda utilizava, em grande parte, processos de gestão de segurança da Amoco, anteriores à fusão.^[31]

A planta de isomerização (ISOM) da refinaria foi projetada para converter hidrocarbonetos de baixa octanagem, por meio de diversos processos químicos, em hidrocarbonetos com maior índice de octanagem, que poderiam ser misturados à gasolina sem chumbo. Isso é alcançado pela transformação de moléculas de hidrocarbonetos de cadeia linear em moléculas ramificadas.^[32] A alimentação principal da unidade era uma mistura de n-pentano e n-hexano, sendo isopentano e isohexano os principais produtos.^[33] A planta consistia em um sistema de dessulfurização, um reator de isomerização Penex [en], uma unidade de recuperação de vapor e reciclagem de líquidos, e uma coluna de fracionamento de rafinado.^[34]

A coluna de fracionamento, uma coluna de fracionamento em forma de torre com 50 metros de altura, era utilizada para separar componentes mais leves de hidrocarbonetos (principalmente pentano e hexano) no topo da torre, que condensavam e eram bombeados para um tanque de armazenamento de rafinado leve, enquanto os componentes mais pesados (principalmente C7 e C8) eram recuperados na parte inferior da coluna e bombeados para um tanque de armazenamento de rafinado pesado. A unidade tinha uma capacidade operacional de 45.000 barris por dia.^[31]

Vapores e líquidos excedentes de hidrocarbonetos provenientes de ventilação e alívio eram direcionados para o recipiente F-20, uma chaminé de descarga. Este foi projetado para dispersar vapores pelo topo e conduzir líquidos por meio de um tubo em forma de pescoço de ganso para a rede de esgoto fechada da planta.^[b] O F-20 era um tambor vertical de 3 m de diâmetro com um tubo de exaustão vertical de 34 m. Foi colocado em operação na década de 1950 e passou por várias modificações ao longo dos anos.^[31]

Os trabalhos de manutenção na coluna de fracionamento de rafinado começaram em 21 de fevereiro de 2005. Ao mesmo tempo, atividades de manutenção programada estavam em andamento nas unidades adjacentes de ultracraqueamento (UCU) e de recuperação de aromáticos (ARU). Edifícios portáteis e trailers eram frequentemente instalados para uso como escritórios durante obras de construção e manutenção.^[36] Em 2004, havia 122 trailers na refinaria, com uma ocupação estimada de 800 pessoas. A BP permitia a colocação de trailers próximos às unidades de processo com base nos resultados de um processo de triagem.^[37]

Em 1995, um relatório de análise de localização temporária em todo o complexo^[38] estabeleceu um layout aceitável para trailers e outras estruturas temporárias em relação às instalações de processo perigosas próximas. O relatório foi revalidado em 2002, ainda com base nos padrões da Amoco, embora mais de três anos tivessem passado desde a fusão BP–Amoco. O Facility Siting Screening Workbook da Amoco baseava-se na Recommended Practice 752 do American Petroleum Institute [en].^[39][40][c] A próxima análise de localização estava programada para 2007, e quaisquer mudanças antes disso deveriam seguir o processo de gestão de mudanças (MOC). Planos foram feitos no final de 2004 para acomodar contratados devido aos trabalhos na UCU em 2005, com nove trailers individuais e um trailer duplo imediatamente a oeste da unidade ISOM. A equipe responsável pela avaliação MOC para a colocação do trailer duplo identificou que a estrutura estaria a menos de 350 feet (110 m) da planta ISOM, uma distância que exigia uma análise de risco dedicada conforme as disposições do Workbook da Amoco. No entanto, a equipe não tinha expertise para completar a análise de risco. A introdução dos nove trailers individuais não foi avaliada em um processo MOC. Além disso, contrariamente aos procedimentos, as recomendações emitidas na análise da mudança envolvendo a colocação do trailer duplo ainda estavam pendentes quando os trailers foram ocupados em novembro de 2004.^[43]

O processo de inicialização começou com o operador líder do turno da noite em 23 de março, realizando o enchimento inicial da coluna de fracionamento. Como as inicializações de plantas são particularmente propensas a situações inesperadas, a prática operacional exige a aplicação de um procedimento de revisão de segurança pré-inicialização [en] (PSSR) controlado e aprovado. A BP possuía tal procedimento, mas ele não foi adotado neste caso.^[44] O transmissor de nível de controle do processo foi projetado para indicar o nível de rafinado em uma faixa de 1,5 m a partir da base da coluna até um nível de 2,7 m. Um alarme de nível alto, dependente desse transmissor, soou como previsto às 3h09, quando o nível atingiu 2,3 m a partir da base. Contudo, durante a inicialização, era comum ignorar esse alarme e encher até um nível de 99% (conforme indicado pelo transmissor) para evitar danos ao forno que aquecia a base da coluna. Sem o conhecimento dos operadores, o transmissor de nível de controle do processo, usado para monitorar o nível na coluna durante toda a operação de inicialização, não estava calibrado, e suas leituras não eram confiáveis. Um alarme de nível independente, acionado por uma chave de nível alto, também deveria ter soado a 2,4 m, mas falhou. Às 5h00, o operador líder na sala de controle satélite da ISOM informou a sala de controle central e foi para casa mais cedo. Às 6h00, o operador de turno diurno (operador da sala de controle central) chegou e iniciou seu trigésimo dia consecutivo em um turno de 12 horas. Nesse momento, acreditava-se que o nível ainda estava abaixo da marca de 2,7 m, mas já havia atingido 4 m.^[45][46][47]

Às 7h15, mais de uma hora atrasado para o início de seu turno (6h00), um dos dois supervisores do turno diurno ("A") chegou à sala de controle central. Devido ao atraso, ele não pôde realizar a passagem de turno obrigatória com o turno da noite. Durante a reunião matinal de 23 de março, foi discutido que os tanques de armazenamento de rafinado pesado estavam quase cheios, e, portanto, o segundo supervisor do turno diurno ("B") foi informado que o procedimento de inicialização não deveria continuar, mas essa informação não foi repassada. Assim, o procedimento de inicialização foi retomado pouco antes das 9h30, sob instruções do supervisor A do turno diurno. A válvula de controle de nível para o tanque de armazenamento pesado foi colocada em modo manual (em vez de ter sua abertura regulada pelo transmissor de nível) e ajustada para 4.300 bpd. No entanto, o transmissor de fluxo [en] nesta linha estava com defeito, e a válvula estava, na verdade, completamente fechada. Isso, combinado com o mau funcionamento de todos os instrumentos da coluna de fracionamento, permitiu que o nível de líquido na torre aumentasse sem que ninguém percebesse, levando os operadores a perderem toda a consciência situacional [en].^[16] O processo de circulação foi reiniciado pouco antes das 10h00, e o rafinado foi novamente alimentado na torre, embora o nível já estivesse muito alto. Como a válvula de controle de nível estava fechada, não havia circulação para fora da torre (ou seja, nenhum rafinado pesado sendo transferido para o tanque de armazenamento), e a coluna de fracionamento inevitavelmente começou a encher. O transmissor de nível defeituoso continuava a mostrar o nível abaixo de 100%, e, como o visor de nível [en] externo estava opaco, uma verificação visual para confirmar o nível na coluna não era possível. O supervisor A, o mais experiente dos dois, saiu às 10h50 devido a uma emergência familiar. Contrariando as regras operacionais, nenhum supervisor permaneceu na sala de controle central. Um único operador, não supervisionado e extremamente cansado, ficou responsável por supervisionar a ISOM e outras duas unidades durante um procedimento crítico de inicialização.^{[45][48][49][d]}

Dois queimadores no forno foram ligados às 9h55 para pré-aquecer o rafinado que entrava na torre e aquecer o rafinado na base da coluna. Outros dois foram acesos às 11h16. A temperatura necessária para o fluxo de retorno do reaquecedor da torre era de 135 °C, com um aumento de 10 °C por hora, mas esse procedimento não foi seguido: durante a inicialização, a temperatura do fluxo de retorno atingiu 153 °C a uma taxa de 23 °C por hora. O transmissor de nível defeituoso ainda indicava, erroneamente, uma condição de nível seguro na torre. No entanto, não havia fluxo de rafinado pesado da coluna para o tanque de armazenamento, pois a válvula de controle de nível permanecia fechada; em vez de o nível de líquido estar em 8,65 feet (2,64 m), ou seja, 93% da faixa do instrumento, como indicado, ele havia atingido 67 feet (20 m). Pouco antes do meio-dia, com o aumento do calor na torre, o nível real de fluido subiu para 98 feet (30 m). A pressão começou a se acumular no sistema à medida que os vapores de hidrocarbonetos e o nitrogênio remanescente na torre e nas tubulações associadas, desde a reativação da unidade, eram comprimidos com o volume crescente de rafinado. A equipe operacional acreditava que o aumento de pressão resultava do superaquecimento na base da torre, um problema conhecido durante a inicialização, então a pressão foi liberada.^[51][52]

Às 12h42, os fornos foram reduzidos, e a válvula de controle de nível foi finalmente aberta, drenando rafinado pesado da coluna de fracionamento. O gás que alimentava o forno foi desligado, mas a alimentação de rafinado na coluna não foi interrompida. Os operadores acreditavam na leitura do transmissor de nível, que agora indicava 78% (2,4 m), mas o nível de fluido na coluna de fracionamento de 52 m de altura havia atingido 48 m.^[53]

Embora a abertura do fluxo de rafinado pesado devesse ter reduzido o nível na coluna, o fato de esse fluxo quente ser usado para pré-aquecer a alimentação fez com que a temperatura dentro da coluna aumentasse drasticamente, levando a uma vaporização significativa e ao levantamento de um volume de líquido sobre o topo da coluna para a linha de saída.^[54] Às 13h13, a carga hidrostática desse líquido atingiu mais de 42 psi.^[55] Isso foi suficiente para abrir as válvulas de alívio.^[56] Com as válvulas de alívio totalmente abertas, mais de 51.900 galões de rafinado aquecido passaram diretamente para o coletor de saída em um período de 6 minutos, antes que as válvulas fechassem, quando a pressão na tubulação de saída da coluna caiu abaixo do ponto mínimo de fechamento (37,2 psi acima da pressão atmosférica).^[57] O rafinado quente fluiu para o tambor e a chaminé de descarga, e, à medida que enchia, parte do fluido começou a fluir para o sistema de esgoto da unidade ISOM por meio de uma tubulação de 15 cm na base do tambor de descarga. Conforme o tambor e a chaminé de descarga enchiam, o rafinado quente jorrou do topo da chaminé para o ar, formando um "geiser" de 6,1 m.^[58] O equivalente a um caminhão-tanque quase cheio de rafinado caiu no solo, escorreu pela lateral do tambor e da chaminé de descarga, e formou uma poça na base da unidade.^[59] Uma chamada de rádio foi recebida na sala de controle informando que hidrocarbonetos quentes estavam transbordaando da chaminé.^[60] O alarme de evacuação da planta não foi acionado, o que impediu que as pessoas nas proximidades evacuassem antes da ignição.^[61][62]

Uma picape a diesel, com o motor deixado ligado, estava estacionada a cerca de 7,6 m da chaminé de descarga. A nuvem de vapor alcançou o veículo, e os vapores de hidrocarbonetos foram aspirados pela entrada de ar do motor, causando uma aceleração descontrolada do motor. Trabalhadores próximos tentaram, sem sucesso, desligar o motor. A nuvem de vapor em expansão forçou os trabalhadores que tentavam desligar o motor acelerado a recuar. A nuvem continuou a se espalhar pela planta ISOM, pelo suporte de tubos a oeste e para a área dos trailers sem impedimentos. Nenhum alarme de emergência foi acionado, e, por volta das 13h20, a nuvem de vapor foi inflamada por uma explosão de retorno, como observado por testemunhas próximas, originada do motor superaquecido do caminhão.^[63]

O congestionamento de equipamentos e tubulações contribuiu para acelerar a frente de chama. Isso desencadeou uma explosão massiva de nuvem de vapor que foi ouvida a quilômetros de distância.^[64] A onda de pressão da explosão atingiu o grupo de trailers de contratados localizados a apenas 37 m da chaminé de descarga, destruindo-os completamente. A explosão lançou destroços, matando instantaneamente 15 pessoas nos trailers mais próximos e ferindo outras 180.^[e] Trabalhadores em trailers sofreram ferimentos a até 150 m do tambor de descarga, com danos significativos atingindo alguns trailers a até 180 m de distância. Mais de 40 trailers foram danificados.^[41][66] Todas as vítimas fatais e muitos dos feridos no acidente eram contratados.^[67] Cinquenta tanques de armazenamento sofreram danos estruturais, embora a maior parte do parque de tanques estivesse a mais de 76 m da explosão.^[68] Mais de 1.250 kg de benzeno escaparam de um dos tanques danificados.^[69][70]

Uma área estimada em 19.000 m² da refinaria foi gravemente queimada pelo incêndio que se seguiu à explosão violenta, danificando equipamentos da refinaria avaliados em milhões de dólares.^[71] A onda de pressão foi tão poderosa que quebrou janelas fora do complexo a até 3⁄4 milha (1,2 km) de distância.^[72]

A equipe de resposta a emergências do local interveio imediatamente, iniciando uma operação de busca e resgate.^[73] Uma ordem de abrigo no local [en] foi emitida para 43.000 pessoas.^[33] Recursos de ajuda mútua fornecidos pelo IMAS (Sistema de Ajuda Mútua Industrial de Texas City) e pelo Memorial Hermann Life Flight [en] foram mobilizados até as 13h45.^[72][74][75] A alimentação para a coluna de fracionamento de rafinado não foi interrompida, mas parou às 14h45 quando a energia elétrica foi cortada. Os incêndios foram controlados por 150 a 200 bombeiros após duas horas. Ambulâncias e o Life Flight foram desmobilizados às 16h44. O último corpo foi encontrado sob uma pilha de destroços por volta das 23h00.^[73][76]

Especialistas internos da BP, bem como várias autoridades e comitês, investigaram a explosão em relação aos aspectos técnicos, organizacionais e de cultura de segurança. As investigações internas da BP incluíram um painel (investigação Mogford, em homenagem ao investigador principal) encarregado de reconstruir a cadeia de causalidade do acidente e realizar uma detalhada análise de causa raiz [en],^[77] e duas outras equipes (investigações Bonse e Stanley) focadas em fatores procedimentais e culturais subjacentes, além de responsabilidades gerenciais.^[78][79] Um painel independente de alto perfil (painel Baker) foi contratado pela BP, por recomendação urgente da U.S. Chemical Safety Board (CSB), para analisar questões de gestão e cultura de segurança. A CSB conduziu sua própria investigação detalhada e extensiva, focada tanto em aspectos técnicos quanto procedimentais.^[80][81]

Os diferentes painéis e investigações identificaram falhas organizacionais, incluindo cortes de custos corporativos, falta de investimento na infraestrutura da planta, ausência de supervisão corporativa sobre a cultura de segurança e programas de prevenção de acidentes graves, foco em segurança ocupacional em detrimento da segurança de processo [en], um processo defeituoso de gestão de mudanças, treinamento inadequado de operadores, falta de supervisão competente para operações de inicialização, comunicação precária entre indivíduos e departamentos, e o uso de procedimentos de trabalho desatualizados e ineficazes, muitas vezes não seguidos. As falhas técnicas incluíram o uso de um tambor de descarga subdimensionado e obsoleto, falta de manutenção preventiva em sistemas críticos de segurança [en], e alarmes e sensores de nível inoperantes na unidade ISOM.^[82]

Uma equipe de especialistas liderada por John Mogford, vice-presidente sênior do grupo BP para segurança e operações, examinou os aspectos técnicos da explosão e sugeriu ações corretivas. Um relatório preliminar foi emitido em 12 de maio de 2005.^[83] Em resposta ao relatório, Scott Berger, diretor do Centro de Segurança de Processos Químicos (CCPS) do Instituto Americano de Engenheiros Químicos [en] (AIChE), expressou surpresa com a ênfase do relatório na responsabilidade individual dos operadores e supervisores da planta.^[84]

Em 9 de dezembro de 2005, a BP publicou a revisão final do relatório Mogford.^[77] Ele identificou quatro fatores críticos sem os quais a explosão não teria ocorrido ou teria tido um impacto menor: "perda de contenção; procedimentos de inicialização da coluna de fracionamento de rafinado e aplicação de conhecimento e habilidades; controle de trabalho e localização de trailers; e projeto e engenharia da chaminé de descarga."^[85] Além disso, foram identificados cinco problemas culturais subjacentes críticos:^[86]

• "Contexto de negócios", incluindo um ambiente de trabalho resistente a mudanças e dominado pela falta de motivação, confiança e senso de propósito, aliado a expectativas pouco claras sobre gestão e supervisão.
• "Segurança como prioridade", com a gestão não atribuindo a devida importância à segurança de processos dentro dos negócios.
• "Complexidade organizacional e capacidade", com falta de clareza nas responsabilidades e comunicação deficiente.
• "Incapacidade de perceber riscos", ou uma tendência a aceitar altos níveis de risco devido à baixa conscientização de perigos.
• "Falta de alertas precoces", ou incapacidade de reconhecer e agir sobre sinais que indicavam deterioração da planta e dos procedimentos.

O relatório final Mogford, no entanto, não encontrou evidências de que alguém tenha tomado decisões ou ações intencionais que colocassem outros em risco.^[86]

A empresa também formou uma equipe de especialistas da BP e externos para realizar uma revisão de auditoria de processos e operações da refinaria. James W. Stanley, ex-vice-diretor da Occupational Safety and Health Administration (OSHA), foi o líder da equipe. A auditoria focou em processos e operações; gestão de incidentes, controle de trabalho, avaliação de riscos e conformidade; gestão de funcionários e contratados; e manutenção, confiabilidade e integridade. O relatório Stanley foi emitido internamente em 15 de junho de 2005. Concluiu que mudanças significativas de desempenho e comportamento por parte da alta gerência e da gestão ampliada seriam necessárias, apesar de procedimentos e processos bem projetados e documentados estarem disponíveis e a força de trabalho ser geralmente capaz de um bom desempenho.^[87] Entre os problemas que "impediam a execução bem-sucedida de alguns processos-chave de trabalho", a equipe destacou: fatores de liderança, incluindo falha em responsabilizar as pessoas pela segurança e uma mentalidade de silo [en]; conscientização de riscos, indicada por complacência e falhas repetidas em seguir recomendações de acidentes anteriores; medidas de controle de trabalho, que foram consideradas insuficientes e não seguidas; condições negativas no local de trabalho, evidenciadas por má manutenção da planta [en] e insuficiência na manutenção; e uma filosofia de gestão de contratados que carecia de valores de diversidade e inclusão.^[88]

Outra equipe interna foi liderada por Wilhelm Bonse-Geuking [de], vice-presidente do grupo BP para a Europa. A equipe Bonse investigou o nível de conformidade dos gerentes da planta com o quadro de gestão da BP e o código de conduta corporativo. O relatório final — que só foi divulgado ao público após ordem judicial em 3 de maio de 2007 — identificou numerosas falhas de gestão.^[78][89][90] O relatório observou ainda que as responsabilidades gerenciais dentro do grupo BP eram pouco claras e que o mau estado dos equipamentos da planta e a insuficiência de gastos com manutenção foram fatores contribuintes para o acidente.^[91]

Em resumo, a Refinaria de Texas City tinha uma cultura de assunção de riscos aliada a uma falha em compreender as implicações de segurança de processos de incidentes anteriores [...], uma longa tradição de não conformidade com procedimentos simples, o desejo de evitar conflitos dentro de sua organização e uma tendência a colocar pessoas em papéis-chave que careciam de treinamento profissional adequado.^[91]

O relatório identificou quatro executivos para demissão: Pat Gower, vice-presidente regional para refino nos EUA; Mike Hoffman, vice-presidente do grupo para refino e marketing na América do Norte; Don Parus, gerente do complexo de Texas City; e Willie Willis, supervisor da planta oeste de Texas City.^[90] Até a data de publicação do relatório, nenhum deles havia sido demitido.^[9][f]

Após a explosão de março, outros dois incidentes graves de segurança de processo [en] ocorreram na planta:

• Em 28 de julho de 2005, uma tubulação de trocador de calor de hidrogênio na unidade de hidrodessulfurização rompeu-se, causando uma liberação de hidrogênio que resultou em um grande jet fire [en]. Os incêndios duraram cerca de duas horas. Uma pessoa sofreu ferimentos leves, e os danos materiais foram estimados em 30 milhões de dólares. A CSB constatou que um contratado trocou acidentalmente um cotovelo de aço de baixa liga por um de aço carbono durante a manutenção, causando um modo de falha conhecido como ataque por hidrogênio em alta temperatura [en] (HTHA). A CSB concluiu que a BP deveria ter exigido verificação positiva de materiais usando um dispositivo de teste de fluorescência de raios X e mantido ou exigido que o contratado mantivesse a identificação de materiais por meio de etiquetagem [en] para evitar a colocação incorreta de componentes durante a remontagem do equipamento.^[96][97][98]

• Em 10 de agosto de 2005, uma unidade de gasóleo desenvolveu um vazamento causado por corrosão e sulfidação [en] em alta temperatura, resultando na liberação de gases tóxicos, incluindo monóxido de carbono (CO), sulfeto de hidrogênio (H₂S) e dióxido de enxofre (SO₂), além de vapores de hidrocarbonetos inflamáveis.^[99][100] Os danos materiais foram de cerca de 2 milhões de dólares.^[101]

Ambos os acidentes exigiram alertas de abrigo no local para a comunidade.^[102] Após esses eventos, em 17 de agosto de 2005, a U.S. Chemical Safety and Hazard Investigation Board (CSB) emitiu uma recomendação urgente para que a BP contratasse um painel independente para investigar a cultura de segurança e os sistemas de gestão na BP América do Norte.^[103] Um painel de alto nível foi formado, liderado pelo ex-Secretário de Estado dos EUA James A. Baker III.^[80][104] Uma figura de tal estatura e currículo foi selecionada pela BP para demonstrar publicamente aos formadores de opinião dos EUA que a empresa estava comprometida em aprender com o ocorrido e avançar em mudanças.^[105]

O Painel Baker diferiu das investigações da BP e da CSB por não ter a tarefa de realizar uma investigação de causa raiz. Seu escopo era mais amplo, focado na supervisão de segurança corporativa da BP, na cultura de segurança corporativa e nos sistemas de gestão de segurança de processos [en], abrangendo todas as cinco refinarias da BP nos Estados Unidos.^[106]

O relatório do Painel Baker foi publicado em 16 de janeiro de 2007.^{[80][107][108]} Ele citou uma cultura de segurança fraca impulsionada por uma liderança deficiente em segurança de processos e baixa capacitação dos funcionários como causas subjacentes dos acidentes que afetavam a refinaria. Também destacou que, apesar do sistema de gestão de segurança abrangente da BP, este não era suficientemente aplicado em suas refinarias. O relatório mostrou que o foco da BP na medição de seu desempenho de segurança dependia excessivamente de indicadores de segurança ocupacional, em detrimento do monitoramento de desempenho de segurança de processos.^[109][110] Também enfatizou que a fadiga dos trabalhadores e um sistema que incentivava hora extra tinham efeitos prejudiciais à operação segura da planta,^[111] e que a empresa falhou em lidar com deficiências identificadas em incidentes conhecidos, avaliações de risco e auditorias.^[112] A implementação de boas práticas de engenharia [en] também foi considerada deficiente.^[113]

Além disso, o painel entrevistou vários funcionários, gerentes e contratados em todas as cinco refinarias da BP nos EUA.^[114] Também criou e aplicou nas refinarias uma pesquisa sobre cultura de segurança de processos.^[115] Concluiu que as plantas de Toledo e Texas City tinham a pior cultura de segurança de processos, enquanto a refinaria Cherry Point [en], localizada em Birch Bay, Washington, apresentava a melhor. Os resultados da pesquisa também mostraram que gerentes e trabalhadores de colarinho branco geralmente tinham uma visão mais positiva da cultura de segurança de processos em suas plantas, em comparação com a perspectiva de operadores e técnicos de manutenção de colarinho azul.^[116]

O relatório apresentou 10 recomendações sobre vários aspectos da segurança de processos (liderança; sistema de gestão; competência; cultura; expectativas e responsabilidade; indicadores de desempenho líderes e atrasados; e auditoria), além de suporte para a gestão de linha [en] e liderança na indústria.^[117]

Dada a gravidade do desastre, a Chemical Safety Board (CSB) examinou tanto a gestão de segurança na refinaria de Texas City quanto o papel do grupo BP e da OSHA como órgão regulador. A equipe de investigação da CSB chegou ao local 48 horas após o acidente. Cerca de 13 investigadores da CSB permaneceram no local por três meses. Para sua investigação, a CSB utilizou um orçamento de 2,5 milhões de dólares, revisou mais de 30.000 documentos, entrevistou 370 testemunhas e realizou modelagem computacional e testes. Os resultados da investigação foram publicados em 20 de março de 2007, em um relatório de 341 páginas,^[81] o mais extenso realizado até então pela agência, que na época tinha nove anos de existência. As descobertas do relatório foram apresentadas no mesmo dia em uma reunião pública em Texas City.^{[118][119][120]}

Uma das principais conclusões da CSB foi que o sistema de descarga utilizado na unidade ISOM era antiquado e totalmente inadequado, estando localizado no meio da planta e suscetível a liberar vapores pesados não inflamados em áreas normalmente ocupadas.^[121] A CSB constatou que a BP não deu atenção ou implementou várias advertências e recomendações de segurança feitas antes da explosão em relação ao sistema de descarga da ISOM. Entre elas estavam:^[122][123]

• Em 1991, o departamento de planejamento de refino da Amoco propôs eliminar sistemas de descarga que ventilavam para a atmosfera, mas o financiamento para esse plano não foi incluído no orçamento.
• Em 1992, a OSHA emitiu uma citação à Amoco por projeto inseguro de um sistema de descarga semelhante em outra parte da refinaria. No entanto, a Amoco conseguiu convencer a OSHA a retirar a citação, baseando-se nos requisitos menos rigorosos da American Petroleum Institute Recommended Practice 521.
• Em 1993, o "Projeto de Cluster Regulatório da Amoco" propôs eliminar sistemas de descarga atmosféricos, mas novamente o financiamento não foi aprovado.
• Apesar do "Padrão de Segurança de Processos nº 6" da Amoco, que proibia novos sistemas de descarga atmosféricos e exigia a eliminação gradual dos existentes, em 1997, a Amoco substituiu o tambor/chaminé de descarga da década de 1950 que servia a coluna de fracionamento de rafinado por um sistema idêntico, em vez de atualizar para alternativas recomendadas mais seguras.
• Em 2002, uma oportunidade de conectar o sistema de alívio da ISOM ao novo sistema de flare da unidade de dessulfurização de nafta não foi aproveitada, devido a um custo incremental de US$ 150.000.
• Também em 2002, o "Projeto Clean Streams" da BP propôs converter o tambor de descarga em um tanque de separação de queima e direcionar os descartes para uma chaminé de queima. Quando foi constatado que um estudo de alívio necessário para o sistema ISOM não havia sido concluído devido a restrições orçamentárias, o projeto decidiu não prosseguir com a opção.

Entre 1994 e 2004, pelo menos oito casos semelhantes ocorreram em que vapores inflamáveis foram emitidos pelo tambor/chaminé de descarga da ISOM, dois dos quais resultaram em incêndio. Ainda assim, nenhuma ação corretiva foi tomada.^[124] Além disso, o tambor de descarga não foi projetado para lidar com o sobreenchimento de um recipiente. Isso não foi necessariamente atribuído à Amoco ou à BP, mas sim à falta de orientação na API Recommended Practice 521.^{[123][125][g]}

Outras questões de projeto incluíam:

• A faixa dos instrumentos de nível remotos na coluna de fracionamento era muito estreita e inadequada para operações de inicialização.^[133]
• Além disso, meios redundantes para avaliar o nível de líquido para a inicialização segura de uma coluna de destilação, como, por exemplo, um transmissor de pressão na base, estavam completamente ausentes.^[134]
• Sistemas instrumentados dependiam decisivamente da intervenção manual do operador, em vez de ações automáticas. Como consequência, não havia parada automática do processo quando o nível de líquido na coluna atingisse um limite alto predefinido.^[135]
• A interface homem-máquina usada nas salas de controle era mal projetada, pois não exibia os fluxos de entrada e saída da coluna na mesma tela, nem calculava o total de líquido na torre.^[136][h]

Vários itens, a maioria deles críticos para a segurança, não estavam operacionais e contribuíram para a cadeia de eventos. Em particular, nenhuma das quatro leituras de nível e alarmes disponíveis na coluna funcionava. Os instrumentos afetados eram o transmissor de nível tipo deslocador do sistema de controle de processo, as duas chaves de nível alto e baixo independentes (embora a de nível baixo não tenha desempenhado um papel no acidente) e o visor de nível na base da coluna de fracionamento,^[138] bem como o transmissor de fluxo que media a vazão de rafinado pesado.^[139]

As condições mecânicas da coluna de fracionamento foram consideradas degradadas, então, em 2004, o ponto de ajuste das válvulas de alívio de pressão foi reduzido de 70 psi para aproximadamente 40 psi. Se essa mudança não tivesse sido implementada, as válvulas não teriam aberto no dia do acidente, e a explosão não teria ocorrido, pois a carga estática acima delas não teria atingido o ponto de ajuste das válvulas.^[140][141]

A CSB constatou que deficiências organizacionais e de segurança em todos os níveis organizacionais da BP contribuíram para a explosão na refinaria, como cortes de custos e redução de gastos na área de segurança, embora grande parte da infraestrutura e dos equipamentos de processo da refinaria estivesse em más condições. Além disso, o comitê afirmou que a BP havia cortado o orçamento para treinamento e reduzido o pessoal. Carolyn W. Merritt, presidente e diretora executiva da CSB, afirmou que as descobertas sobre a cultura de segurança da BP eram semelhantes às do Painel Baker,^[59] e que "[a] combinação de cortes de custos, pressões de produção e falha em investir causou uma deterioração progressiva da segurança na refinaria." Ela destacou que, a partir de 2002, a BP encomendou vários estudos que a tornaram ciente de sérios problemas de segurança, incluindo manutenção insuficiente e treinamento. Merritt enfatizou que os estudos foram compartilhados com executivos-chave em Londres, mas a resposta da BP foi inadequada, com o pouco investimento feito não abordando os reais problemas em Texas City. De fato, os executivos da BP desafiaram suas refinarias a cortar mais 25% de seus orçamentos para 2005. Além disso, as melhorias de segurança entre 2002 e 2005 foram "em grande parte focadas na segurança pessoal — como escorregões, tropeços, quedas e acidentes de veículo, em vez de melhorar o desempenho de segurança de processos", segundo o investigador supervisor Don Holmstrom.^[108][i]

A CSB também emitiu uma recomendação para que a American Petroleum Institute (API) e o United Steelworkers (USW, o sindicato que representa os trabalhadores da refinaria) trabalhassem juntos para desenvolver uma diretriz para entender, reconhecer e lidar com a fadiga durante o trabalho por turnos, além de criar indicadores de desempenho específicos para a segurança de processos nas indústrias de refino e petroquímica,^[143] já que medir a segurança apenas com base em indicadores ocupacionais, como incidentes com afastamento, foi considerado insuficiente no contexto de prevenção de grandes acidentes de processo.^[144] Outras recomendações dirigidas à API incluíam atualizar a Recommended Practice 752 para incluir diretrizes sobre a colocação segura de trailers e edifícios temporários em plantas de processo;^[145] e atualizar a Recommended Practice 521 Guia para Sistemas de Alívio de Pressão e Despressurização^[146] para identificar o sobreenchimento de recipientes como um perigo potencial para avaliação, exigir o dimensionamento de tambores de descarte para cenários de alívio de líquidos de pior caso crível, alertar contra o uso de tambores e chaminés de descarga atmosféricos conectados a sistemas de tubulação que recebem descargas inflamáveis de várias válvulas de alívio e incentivar o uso de alternativas inerentemente mais seguras, como um sistema de queima.^[147]

A CSB considerou que a fusão Amoco–BP impactou negativamente a capacidade da organização de lidar com perigos de processo, pois as mudanças organizacionais ocorreram sem serem avaliadas em termos de suas consequências para a segurança. Portanto, o Conselho recomendou à OSHA que o regulamento Gestão de Segurança de Processos de Produtos Químicos Altamente Perigosos [en],^[148] promulgado em 1992 e geralmente referido como Gestão de Segurança de Processos (PSM),^[149] deveria incluir uma exigência para a gestão de mudanças organizacionais, além das regras existentes sobre mudanças de equipamentos e procedimentos.^[150] Uma recomendação complementar foi dirigida ao Centro de Segurança de Processos Químicos, para desenvolver diretrizes sobre como realizar revisões de gestão de mudanças organizacionais.^[151]

Nos Estados Unidos, o regulamento PSM^[148] é a principal legislação que apoia a operação segura de uma instalação de processo que manipula materiais perigosos, como a refinaria de Texas City (e, de fato, qualquer refinaria ou planta química de grande porte). A OSHA é a agência responsável pela aplicação do regulamento. No entanto, a CSB constatou que a OSHA, como autoridade supervisora, falhou em realizar inspeções planejadas na refinaria e não fez cumprir as regras de segurança, apesar de muitos sinais de alerta. A CSB também verificou que apenas um número limitado de inspetores da OSHA recebeu o treinamento especializado e a experiência necessária para investigações complexas em refinarias.^[152] O relatório comparou negativamente os recursos disponíveis da OSHA com os de outras agências, como a Health and Safety Executive [en] britânica ou os programas de materiais perigosos do Condado de Contra Costa, Califórnia, que estavam muito mais preparados, apesar de seu escopo de supervisão menor.^[153]

A refinaria também estava sujeita aos estatutos do Programa de Gestão de Riscos (RMP) da Agência de Proteção Ambiental (EPA), um esquema de gestão de segurança de processos semelhante ao da OSHA. A CSB constatou que a EPA não realizou auditorias ou inspeções de conformidade com o RMP desde que a regra foi promulgada.^[154] No entanto, a CSB não emitiu recomendações à EPA. Merritt declarou em uma audiência no Senado que não foi possível fazê-lo porque a EPA não compartilhou informações críticas, sem as quais recomendações significativas não poderiam ser formuladas.^[155]

Os danos materiais causados pela explosão totalizaram US$ 200 milhões (US$ 312 milhões em 2023).^[156] A explosão causou a paralisação de várias unidades da refinaria. Em antecipação ao Furacão Rita no final de 2005, toda a refinaria foi desligada. A BP então focou na reparação dos danos causados pela explosão e pelo furacão. A retomada das unidades de processo começou em março de 2006.^[157] Os custos de reparos e a produção adiada totalizaram mais de US$ 1 bilhão.^[158] A BP se declarou culpada de crimes ambientais federais, pelos quais pagou US$ 50 milhões.^[159] A empresa também pagou pelo menos cerca de US$ 2,1 bilhões em acordos civis.^[158] Além disso, a BP pagou US$ 84,6 milhões e US$ 27 milhões em multas ao governo federal a pedido da OSHA e da EPA, respectivamente,^{[160][161][162]} e uma multa de US$ 50 milhões ao governo do Texas por violações ambientais.^[163] O desastre é o acidente de refinaria mais caro do mundo.^[164]

A BP iniciou um plano de gerenciamento de crise apenas seis horas após a explosão. No dia seguinte, um site^[165] foi criado para publicar atualizações sobre o acidente.^[166] O diretor executivo, Lord John Browne, visitou a planta no dia após a explosão.^[167] Nos meses seguintes ao acidente, a BP tendeu a culpar seus operadores e supervisores. Vítimas e líderes sindicais consideraram isso como uma simples atribuição de culpa.^[168] Nesse momento, a empresa consistentemente optou por não se desculpar publicamente pelo acidente.^[169] Isso mudou em 17 de maio de 2005, quando Ross Pillari, presidente da BP Products North America, fez um pedido público de desculpas, dizendo: "Lamentamos que nossos erros tenham causado tanto sofrimento. Pedimos desculpas àqueles que foram prejudicados e à comunidade de Texas City" e prometendo "suporte financeiro e compensação" aos feridos e às famílias dos falecidos.^[170]

Em 9 de dezembro, a BP anunciou que alocaria um orçamento de US$ 1 bilhão para ser gasto ao longo de cinco anos para melhorar a segurança em sua refinaria de Texas City.^[167][171] A BP também declarou que eliminaria todos os tambores/chaminés de descarga em serviço com inflamáveis, dos quais havia 11 em Texas City, e instalaria novas chaminés de queima alinhadas com sua nova política que proíbe a ventilação atmosférica de hidrocarbonetos leves mais pesados que o ar.^{[9][172][173]} Eles também realocaram trailers para longe de áreas onde explosões são possíveis^[172][174] e iniciaram um teste de um sistema integrado de segurança no trabalho [en] (ISSOW) eletrônico.^[172] Iniciativas em todo o grupo também foram tomadas.^[172]

Pouco após a explosão e outros acidentes em Texas City em 2005, a imagem da BP nos EUA foi ainda mais prejudicada pelo quase afundamento da plataforma de petróleo semissubmersível [en] Thunder Horse PDQ [en] em julho do mesmo ano^[175] e, mais crucialmente, em março de 2006, quando foi descoberto um vazamento em um oleoduto [en] em Prudhoe Bay, Alasca, enquanto várias investigações sobre a explosão de Texas City ainda estavam em andamento.^[176] A presidente da CSB, Carolyn Merritt, afirmou que havia semelhanças marcantes entre os acidentes de Texas City e Prudhoe Bay, incluindo "atrasos prolongados na implementação, documentação administrativa de encerramento mesmo que ações corretivas não tenham sido de fato tomadas, ou simplesmente não conformidade" além de "comunicação falha de lições aprendidas [en], descentralização excessiva das funções de segurança e alta rotatividade gerencial."^[177] Um outro acidente grave ocorreu na BP Texas City em 2007, quando 143 trabalhadores da refinaria afirmaram terem sido feridos ao inalar vapores tóxicos liberados na planta.^[178] O CEO John Browne renunciou em 2007 por questões não relacionadas,^[179] embora não tenha escapado das críticas pela cultura de segurança negligente e pelos cortes orçamentários nas refinarias da BP nos EUA.^[28][180] Tony Hayward assumiu o comando da empresa. Hayward mudou o foco de Lord Browne em energia alternativa, anunciando que a segurança seria a "prioridade número um" da empresa.^[181] Nesse momento, a BP já havia adotado uma postura marcadamente apologética em relação aos acidentes recentes, especialmente Texas City, com seus executivos e especialistas técnicos fazendo apresentações sobre o que deu errado e como estavam trabalhando para evitar que isso acontecesse novamente.^[182] No entanto, apenas três anos depois, ocorreu a explosão e o vazamento de petróleo da Deepwater Horizon em 2010, causando um impacto muito sério na empresa em escala global, novamente oriundo de operações da BP nos EUA. Como resultado, Hayward renunciou, e seu papel foi assumido por Bob Dudley [en], nascido nos EUA.^[183] Sob Dudley, a BP anunciou em 2011 que venderia sua refinaria de Texas City como parte de seu plano de desinvestimento para pagar reivindicações de compensação contínuas e atividades corretivas após o desastre da Deepwater Horizon. A venda da refinaria foi concluída com sucesso no início de 2013 para a Marathon Petroleum Corporation por US$ 2,5 bilhões.^[3][184] A Marathon já possuía a adjacente Refinaria de Galveston Bay [en] e, em 2018, fundiu os dois locais em um complexo de refino.^[185]

Duas audiências no congresso foram realizadas especificamente sobre o desastre de Texas City. Entre os ouvidos estavam representantes da API, do Painel Baker, do CCPS, da CSB, da EPA e do USW, bem como parentes das vítimas.^[149][186] Em outras audiências congressionais dedicadas a acidentes subsequentes da BP nos EUA, o caso de Texas City foi consistentemente apresentado dentro do padrão de cultura de segurança degradada na BP.^{[187][188][189][190]}

A BP foi citada em processos movidos pelas famílias das vítimas e pelos feridos.^[191] O caso de Eva Rowe, uma jovem que perdeu seus pais na explosão, atraiu atenção nacional. Rowe disse que não aceitaria um acordo com a BP e levaria o grupo à justiça. Ed Bradley, um conhecido jornalista americano, tornou sua história conhecida no programa de televisão 60 Minutes.^[192] Em 9 de novembro de 2006, a BP chegou a um acordo com Rowe, a última requerente, após seus advogados tentarem convocar John Browne, diretor executivo da BP na época do acidente, como testemunha. O valor da compensação para Eva Rowe permaneceu desconhecido. A BP também pagou US$ 32 milhões a hospitais e instituições de educação e pesquisa indicados por Rowe, incluindo o Mary Kay O'Connor Process Safety Center na Universidade A&M do Texas (US$ 12,5 milhões), a University of Texas Medical Branch [en] em Galveston e sua Unidade de Queimados Adultos Truman G. Blocker (US$ 12,5 milhões), o College of the Mainland [en] em Texas City (US$ 5 milhões), o Hospital Infantil St. Jude [en] em Memphis, Tennessee (US$ 1 milhão), e o sistema escolar de Hornbeck, Louisiana (US$ 1 milhão).^[193][j] Além disso, a BP foi forçada a publicar cerca de sete milhões de páginas de documentos internos, incluindo os relatórios Telos e Bonse.^{[195][196][k]} Rowe participou posteriormente de uma das audiências congressionais realizadas sobre o acidente.^[199]

Até setembro de 2007, a BP havia resolvido pelo menos 1.350 dos cerca de 3.000 processos relacionados ao acidente.^[92] Até fevereiro de 2008, cerca de 4.000 reivindicações foram registradas, das quais metade havia sido resolvida, totalizando mais de US$ 1,6 bilhão.^[200] A BP também informou que reservou mais US$ 525 milhões para outras reivindicações.^[158] Até agosto de 2008, apenas um dos cerca de 4.000 processos permanecia aberto.^[201]

Em 4 de fevereiro de 2008, a juíza distrital dos EUA, Lee Rosenthal [en], ouviu argumentos sobre a oferta da BP de se declarar culpada de um crime ambiental federal por duas violações da Lei do Ar Limpo [en] (CAA)^[202] com uma multa de US$ 50 milhões. Na audiência, vítimas da explosão e seus familiares se opuseram ao acordo, considerando a multa proposta "insignificante".^[203] No entanto, o acordo foi eventualmente aceito, juntamente com um período de três anos de liberdade condicional para a BP.^[159] Esta foi a primeira e, por vários anos, permaneceu a única condenação federal por uma liberação química acidental sob a CAA.^[204]

Em setembro de 2005, a Occupational Safety and Health Administration (OSHA), que, segundo o relatório da CSB, foi considerada deficiente em supervisão e competência,^[l] aplicou à BP uma multa recorde de US$ 21 milhões por cometer 301 violações da regra de Gestão de Segurança de Processos.^{[29][206][207]} Em outubro de 2009, a OSHA impôs uma multa de US$ 87 milhões, quebrando seu recorde de 2005, após alegar que a BP não implementou melhorias de segurança após o desastre e observar que quatro outros acidentes fatais ocorreram na refinaria desde a multa anterior. Em seu novo relatório, a OSHA citou 709 violações de segurança.^[208][209] A BP anunciou que contestaria a multa.^[210] Em 12 de agosto de 2010, a BP anunciou que concordou em pagar US$ 50,6 milhões da multa de 2009, enquanto continuava a contestar os US$ 30,7 milhões restantes (a multa havia sido reduzida em US$ 6,1 milhões entre o momento em que foi aplicada e quando a BP pagou a primeira parte).^[211] Em julho de 2012, a OSHA e a BP concordaram que os US$ 30,7 milhões pendentes seriam reduzidos para US$ 13 milhões, que a BP pagou.^[160]

Após a explosão, a Agência de Proteção Ambiental dos EUA (EPA) inspecionou a refinaria para verificar a conformidade com a Lei do Ar Limpo (CAA) e encontrou a BP em violação da CAA, bem como de sua regra de Programa de Gestão de Riscos (RMP).^[212] A maioria das violações não estava diretamente relacionada à explosão, mas sim a outros eventos, como os dois acidentes posteriores em 2005. Uma primeira multa de US$ 12 milhões foi imposta à BP pela EPA em fevereiro de 2009. Esse acordo também incluiu o compromisso da BP de gastar quase US$ 170 milhões para melhorar seu desempenho ambiental, com mais de US$ 150 milhões dedicados à gestão de emissões de benzeno e o restante abordando clorofluorocarbonetos e amianto.^[162] Em setembro de 2010, a EPA e a BP chegaram a um acordo de US$ 15 milhões por violações adicionais.^[99] Essa foi a maior penalidade civil recuperada por violações da CAA em uma única instalação e a maior já registrada por violações civis do RMP.^[161][213]

A pedido da Comissão de Qualidade Ambiental do Texas (TCEQ), o Procurador-Geral do Texas abriu processos contra a BP por violações do Código de Saúde e Segurança do Texas^[214] e do Código de Água do Texas,^[215] incluindo a liberação de hidrocarbonetos através da chaminé de descarga em 23 de março de 2005, a liberação prolongada de benzeno de um tanque danificado na explosão, que durou mais de 25 dias, e dezenas de outros eventos.^[70] Em um acordo de 2011, a BP concordou em pagar uma multa de US$ 50 milhões cobrindo 72 outras emissões excedentes às permissões operacionais da BP. Isso incluiu custos legais de US$ 500.000. Em troca, o Departamento de Justiça concordou em não permitir acusações criminais adicionais contra a BP em conexão com a explosão da refinaria.^[163][216]

O desastre teve um impacto notável no domínio da segurança de processos. Texas City tornou-se um caso clássico usado para explicar falhas em barreiras de gerenciamento e técnicas em plantas de processo.^{[104][217][218][219][220]}

O relatório do Painel Baker tornou-se bem conhecido entre os engenheiros de segurança de processos, que consideraram suas descobertas relevantes para outras plantas e importantes para fortalecer a conscientização sobre segurança de processos na indústria de processos químicos.^[221] Isso atendeu ao desejo do Painel, conforme declarado no relatório:

Embora necessariamente dirijamos nosso relatório à BP, nossa intenção é que ele alcance um público mais amplo. Não temos ilusão de que as deficiências na cultura de segurança de processos, gerenciamento ou supervisão corporativa sejam limitadas à BP. Outras empresas e seus stakeholders podem se beneficiar do nosso trabalho. Instamos essas empresas a avaliar regularmente e minuciosamente sua cultura de segurança, o desempenho de seus sistemas de gestão de segurança de processos e sua supervisão de segurança corporativa para possíveis melhorias. Também instamos as mesmas empresas a revisar cuidadosamente nossas descobertas e recomendações para aplicação em suas situações.^[222]

O acidente foi amplamente analisado na literatura especializada, que destacou como vários elementos da gestão de segurança de processos (PSM) foram implementados de forma fraca e mal gerenciados. Observações feitas sobre os elementos de PSM, conforme definidos na regra da OSHA,^[148] incluem:

• Participação dos funcionários: A refinaria sofria com o medo dos trabalhadores de punição ao relatar incidentes ou perigos.^[223]
• Análise de riscos de processos [en]: A estudo de riscos e operabilidade [en] (HAZOP) da planta falhou em identificar o cenário de superenchimento da coluna^[54] e a avaliação de risco para a colocação de edifícios temporários estava incompleta e, em grande parte, errônea.^[43][224]
• Procedimentos operacionais: Desvios de procedimentos-chave, como a inicialização da planta ISOM, tornaram-se rotina. Além disso, o mesmo procedimento de inicialização carecia de instruções suficientes.^{[50][224][225]}
• Treinamento: O treinamento para operadores-chave da planta era amplamente insuficiente, especialmente em relação ao gerenciamento de situações anormais e à verificação de conhecimentos e qualificações dos operadores.^[50]
• Contratados: A gestão de contratados desconsiderava aspectos importantes de segurança. Como exemplo, aqueles que ocupavam trailers próximos à planta ISOM não foram informados sobre a inicialização.^[225][226] Todas as fatalidades e muitos dos feridos no acidente eram contratados.^[67]
• Revisão de segurança pré-inicialização: Esta revisão essencial em preparação para uma operação particularmente perigosa não foi realizada.^[224]
• Integridade mecânica: Vários instrumentos e válvulas não estavam operacionais, pois não haviam sido testados ou mantidos.^[50][224]
• Gestão de mudanças: Isso falhou em vários aspectos, nomeadamente as mudanças no procedimento de inicialização da unidade que exigiam que os operadores trabalhassem o divisor acima de um nível seguro,^[50] a ausência ou incompletude de MOCs para a colocação de trailers nas proximidades de uma unidade altamente perigosa,^[224][225] e a falta de um processo formal de mudança avaliando a eliminação de posições críticas de operadores para gerenciar a planta ISOM.^[227]
• Investigação de incidentes: O aprendizado com incidentes anteriores e quase acidentes foi prejudicado pela quase ausência de investigações internas e pela consequente disseminação de lições aprendidas.^[224]
• Planejamento e resposta a emergências: O alarme de evacuação não foi acionado, o que pode ter contribuído para o número de fatalidades, já que os contratados nos trailers não tiveram a chance de deixar a área.^[225]
• Auditorias de conformidade: Auditorias eram realizadas, mas, conforme admissão da própria BP, "[os itens de ação da auditoria] não pareciam ser rastreados e efetivamente concluídos."^[228]

Elementos adicionais de segurança de processos são definidos no esquema de PSM do Centro para Segurança de Processos Químicos (CCPS),^[229] e a refinaria também apresentava deficiências em alguns deles:

• Cultura de segurança de processos: Isso falhou em todos os níveis, conforme mencionado em todos os relatórios de investigação.^{[78][80][81][230]}
• Medição e métricas: As métricas para gerenciamento de desempenho de segurança focavam apenas em acidentes ocupacionais. Isso contribuiu para uma visão distorcida da saúde do gerenciamento de segurança, já que nenhum indicador de desempenho era usado para avaliar o impacto de acidentes de processo passados e a possibilidade de futuros acidentes de processo relacionados a perdas críticas de contenção de materiais perigosos.^[224]

Outras práticas essenciais de segurança que falharam incluem:

• Passagem de turno e comunicação entre operadores também eram muito precárias,^[50] um problema que contribuiu para vários outros desastres, como Piper Alpha, o incêndio na planta de gás da Esso Longford [en] e o Incêndio de Buncefield [en].^{[231][232][233]}
• Controle de fontes de ignição também falhou, como demonstrado pela negligência no gerenciamento do acesso de veículos nas proximidades de equipamentos de processo de hidrocarbonetos em operação.^{[41][224][225]}

A API implementou as recomendações do relatório da CSB, criando novos padrões e diretrizes para a indústria:

• Padrão 521: A API publicou uma nova revisão de seu documento sobre Sistemas de Alívio de Pressão e Despressurização e elevou seu status de Prática Recomendada para Padrão. O novo padrão tinha requisitos mais rigorosos sobre a ventilação atmosférica de gás de processo e uma instrução para incluir o superenchimento de equipamentos upstream entre os casos de projeto de sistemas de descarga.^[234][235]
• Prática Recomendada 753: A API emitiu nova orientação sobre a localização de trailers e edifícios portáteis em locais de processo perigosos. O escopo da Prática Recomendada 752 foi reduzido para edifícios permanentes apenas a partir da terceira edição.^{[236][237][238]}
• Prática Recomendada 754: A API abordou a necessidade de indicadores de desempenho de segurança de processos nesta nova Prática Recomendada sobre Indicadores de Desempenho de Segurança de Processos para as Indústrias de Refino e Petroquímica.^[239][240] Em geral, após Texas City, a conscientização sobre a diferença entre segurança ocupacional e segurança de processos tornou-se mais ampla à luz das descobertas das investigações.^[241][m]
• Prática Recomendada 755: Esta nova diretriz foi direcionada a refinarias e plantas petroquímicas e detalhou como implementar um sistema de gestão de risco de fadiga (FRMS). Este documento inclui recomendações para trabalho em turnos rotativos, para o número máximo aceitável de horas extras e o número de dias a serem trabalhados sem interrupção.^{[244][245][246]}

O CCPS publicou uma diretriz extensa sobre gestão organizacional de mudanças para abordar outra recomendação relacionada do relatório da CSB.^[247][248]

Após ser apontada por falta de iniciativa e competência na avaliação e inspeção de grandes plantas de processo perigosas, especialmente refinarias, a OSHA tomou medidas, iniciando um Programa Nacional de Ênfase em Gestão de Segurança de Processos (NEP) para refinarias e aplicando um programa de auditoria de inspeção dedicado entre 2007 e 2011. Essa foi a ação de fiscalização de PSM mais significativa desde que o regulamento^[148] foi emitido em 1992.^[249]

A OSHA também emitiu um memorando interno^[250] para abordar a recomendação da CSB sobre a atualização do regulamento de PSM para incluir requisitos para instalações de processos perigosos estenderem seus procedimentos de gestão de mudanças para capturar mudanças organizacionais. No entanto, a CSB não considerou essa iniciativa suficiente para encerrar a recomendação, que, em setembro de 2025, ainda estava aberta.^[248][251]

O acidente foi destaque em vários documentários:

• Série do National Geographic, Segundos para a Destruição, temporada 3, episódio 10 "Explosão de Petróleo no Texas", exibido pela primeira vez em 6 de novembro de 2006.^[252]
• Série do Canal History, Maravilhas Modernas, temporada 12, episódio 56 "Desastres de Engenharia 20", exibido pela primeira vez em 6 de dezembro de 2006.^[253][254]
• Série do Discovery Science, Catástrofes da Engenharia, temporada 4, episódio 4 "Terror no Texas", exibido pela primeira vez em 7 de julho de 2021.^[255]

• BP
• Vazamentos de óleo no litoral norte de São Paulo
• Vazamento de óleo na Baía de Guanabara em 2000

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