Las huellas imborrables del petróleo y el gas en la Amazonía de Perú, Ecuador y Colombia | LIBRO

Los geólogos petroleros exploran en busca de yacimientos de petróleo y gas económicamente significativos utilizando tecnologías que han evolucionado en sofisticación a medida que la industria creció hasta dominar la economía global en el siglo XX. El proceso comienza con estudios geológicos que identifican las diversas formaciones rocosas que se encuentran dentro, debajo o adyacentes a una cuenca sedimentaria capaz de contener reservas de petróleo y gas. A continuación, se realizan estudios sísmicos para crear una imagen tridimensional subterránea que se amplía con datos de instrumentos magnéticos y gravitacionales. Posteriormente se procesan los datos utilizando supercomputadoras e inteligencia artificial para descubrir y describir lo que se conoce como un Sistema Total de Petróleo.

Este análisis integrado identifica las posibles “rocas madre” con compuestos orgánicos que son la materia prima de los combustibles fósiles, y desentraña la historia tectónica que proporcionó las “fuerzas de maduración” (calor y presión) necesarias para convertir las moléculas ricas en carbono en petróleo y gas. El marco metodológico también identifica una vía para que los hidrocarburos, que son flotantes, migren a través de rocas sedimentarias porosas hasta que queden contenidos por una capa de roca impermeable que funciona como una trampa donde el petróleo y el gas se acumulan para crear un yacimiento. El rigor metodológico necesario para desarrollar un Sistema Total de Petróleo mejora enormemente la probabilidad de descubrir una reserva de hidrocarburos económicamente significativa. Sin embargo, sigue siendo una hipótesis hasta que un pozo exploratorio verifique la existencia de petróleo y/o gas natural.

Los estudios sísmicos se realizan por primera vez a gran escala escalas utilizando imágenes bidimensionales recopiladas a lo largo de transectos muy espaciados. A continuación, se realizan estudios de mayor densidad que proporcionan una imagen tridimensional del paisaje subterráneo. La mayoría de los pozos exploratorios son los llamados pozos secos, pero si “encuentran” petróleo o gas, entonces se perforan múltiples (a veces docenas) de pozos de producción para explotar el recurso. Todo el proceso durará, como mínimo, una década y exige el gasto de cientos de millones de dólares que pueden, o no, generar un retorno financiero.

Existen varias cuencas sedimentarias importantes dentro de la Amazonía, pero apenas cinco están siendo explotadas activamente para extraer petróleo o gas. La mayoría están situadas a lo largo de los márgenes del Cratón Amazónico, pero hay dos en el centro del continente asociadas a esquistos paleozoicos en el Valle del Rift del Amazonas. Actualmente, todos los campos petroleros bajo explotación activa son reservas convencionales, pero el creciente mercado de gas natural ha motivado a los geólogos a identificar esquistos que podrían explotarse mediante la tecnología de fracturación hidráulica o fracking.

 Las poblaciones indígenas del Lote 8 en Perú insisten en que salga a la luz los daños causados por el petróleo en sus territorios. Crédito: Patrick Murayari Wesember

Cuenca Putumayo – Oriente – Marañón (POM)

El mayor y más antiguo de los yacimientos petrolíferos amazónicos se encuentra en una importante cuenca de sedimentos en la amazonia occidental, que se extiende desde el sur de Colombia (subcuenca Putumayo), a través del este de Ecuador (subcuenca Oriente) y hasta el norte de Perú (subcuenca Marañón). La mayoría de los yacimientos están ubicados en areniscas mesozoicas superpuestas a lutitas paleozoicas que se encuentran sobre las rocas del basamento del Cratón Amazónico. Aproximadamente 8 mil millones de barriles de petróleo han sido extraídos desde que Texaco perforó los primeros pozos en Ecuador y Colombia en la década del 60, y Occidental Petroleum en Perú a principios de la década del 70. Y lo que es más importante, estas dos empresas construyeron tres oleoductos aproximadamente paralelos que son la base de la industria petrolera: el Oleoducto Trasandino Colombiano (OTC) en 1969, el Oleoducto Norperuano (ONP) en 1977 y el Sistema de Oleoducto Transecuatoriano (SOTE) en 1972. Texaco y Occidental renunciaron a sus concesiones en la década del 90, pero dejaron un sólido sistema operado y supervisado por compañías petroleras estatales.

La explotación en la cuenca POM se centra exclusivamente en petróleo porque los campos no producen volúmenes suficientes de gas natural para justificar la inversión en un gasoducto. En consecuencia, el gas se utiliza localmente para generar electricidad, se quema o se reinyecta. Las áreas bajo explotación han disminuido durante la mayor parte de las últimas dos décadas, no obstante, la cuenca conserva importantes reservas de petróleo. El valor del petróleo extraído del POM fue de aproximadamente 10 mil millones de dólares en 2020, pero duplicó en cifras durante entre 2005 y 2015. Los tres países (Colombia, Ecuador y Perú) están haciendo un esfuerzo coordinado para ampliar y prolongar la vida productiva de un activo que tiene un valor nominal de unos 200 mil millones de dólares. La inversión se ve limitada por la presión social, particularmente de los grupos indígenas exasperados por el pobre desempeño medioambiental de los anteriores y actuales operadores.

Subcuenca del Marañón – Perú

Situada en el Departamento de Loreto, la subcuenca del Marañón fue la principal fuente de petróleo de Perú entre 1980 y 2005. Los siete bloques actualmente bajo contrato tienen reservas de petróleo de 156 millones de barriles, con otros cinco bloques que se encuentran en diferentes etapas de exploración. Otros 25 bloques, que cubren más de diez millones de hectáreas, están disponibles para exploración, pero los conflictos sociales han limitado el interés en las subastas públicas que organiza periódicamente Perupetro. Se estima que las reservas totales superan los 500 millones de barriles de petróleo, lo que tendría un valor nominal de entre 50 y 100 mil millones de dólares. A pesar de su potencial, el interés exploratorio alcanzó su punto máximo en la década del 70, cuando se perforaron unos 20 pozos exploratorios al año, cifra que fue disminuyendo posteriormente con un promedio de solo tres por año entre 1990 y 2010. No hay actividad exploratoria desde 2015.

La cuenca sedimentaria más importante del Amazonas incluye yacimientos petrolíferos denominados Putumayo (Colombia), Oriente (Ecuador) y Marañón (Perú). Cada país construyó oleoductos e instalaciones logísticas para soportar cientos de pozos. Ecuador fue el operador más exitoso y ha extraído aproximadamente 6.600 millones de barriles a lo largo de los 40 años de vida útil de sus instalaciones. Fuente de datos: Codato et al. (2022).

La caída de la producción se refleja en el volumen de crudo transportado por el Oleoducto Norperuano. Diseñado para transportar hasta 500 mil barriles por día (bpd), pero en ningún momento ha movido más de 160 mil bpd (1980-1985) cuando los dos campos más grandes, los lotes 192 y 8, se encontraban en su pico de producción. Los flujos del oleoducto disminuyeron linealmente a menos de 40 mil bpd en 2016, cuando un fallo catastrófico hizo que el gobierno cerrara el oleoducto para realizar reparaciones. Las operaciones se renovaron en 2017, pero los volúmenes no han superado los 20 mil bpd.

La baja utilización del oleoducto ha contribuido a su deterioro físico. Los bajos ingresos han provocado que Petroperú no invierta lo suficiente en mantenimiento, mientras que el aire en el ducto ha creado un ambiente propicio para su oxidación. El deterioro físico del oleoducto y los posteriores derrames de petróleo, han exacerbado el conflicto social de las comunidades, que se quejan de los impactos causados por la inadecuada reparación de incidentes anteriores durante los 45 años de vida útil de este activo de infraestructura envejecido. Esto ha creado un círculo vicioso que ahora afecta los esfuerzos del Perú por promover la inversión en la región. En la década del 2000, las principales compañías petroleras perdieron interés en la región, siendo sustituidas por empresas de segundo nivel, muchas de ellas de propiedad privada, que están menos expuestas a la publicidad negativa que acompaña a las inversiones en la amazonia. Sin embargo, incluso estas empresas están perdiendo interés en la región.

Existen dos concesiones previas donde ambas están plagadas de dificultades: el Lote 192 y el 8, que fueron operados entre los años 1996 a 2015 por PlusPetrol Norte, sin embargo, una larga disputa legal con el regulador ambiental (Organismo de Evaluación y Fiscalización Ambiental – OEFA) hizo que PlusPetrol abandonara la subcuenca del Marañón y liquidara su filial en un intento de eludir la responsabilidad legal por 40 años de mala gestión medioambiental. En la actualidad, ambas concesiones serán operadas por Petroperú, presumiblemente a través de proveedores de servicios que trabajan como contratistas. La producción en ambas áreas ha caído de unos 25 mil bpd en 2015 a menos de 3.000 bpd en 2020. Se estima que las reservas probadas son de aproximadamente 80 millones de barriles.

Monitor Natanael Sandi señala cómo el suelo y las plantas están manchadas de petróleo en el Lote 192 ubicado en la región Loreto de Perú. Foto: Patrick Wesember.

De igual forma, se han producido tres descubrimientos nuevos o greenfield. Uno se encuentra ubicado en el Lote 64, donde las sísmica y los pozos exploratorios predicen un yacimiento con 160 millones de barriles de crudo. En este caso, dos empresas tomaron y abandonaron la concesión debido, en parte, a su incapacidad para obtener un acuerdo de CLPI con las organizaciones indígenas del lugar, sin embargo, Perupetro insiste en que se explotará el recurso y ha delegado la tarea a Petroperú. Aparentemente, las dos empresas estatales confían en que pueden alcanzar acuerdos de CLPI con las comunidades indígenas a pesar del rechazo de sus organizaciones coordinadoras. Y mientras tanto, sin embargo, no hay producción en el Lote 64.

Un problema similar, aunque bastante diferente, ha impedido el desarrollo de los lotes 39 y 67, impulsados por Perenco, una empresa independiente anglo-francesa que descubrió una reserva de 200 millones de barriles entre los ríos Napo y Tigre, cerca de la frontera con Ecuador. La compañía tiene previsto establecer dieciocho plataformas para perforar 200 pozos, lo que requerirá la construcción de un oleoducto alimentador de 200 kilómetros para conectarse con el Oleoducto Norperuano. El desarrollo a esta escala produciría alrededor de 100 mil bpd, proporcionando al Oleoducto Norperuano el volumen suficiente para justificar la continuidad de sus operaciones, y generar al mismo tiempo entre 2,5 y 3,5 mil millones de dólares en ingresos anuales. La incertidumbre sobre sus futuras operaciones se deriva de la evidencia de que el área alberga un grupo de pueblos indígenas que viven en aislamiento voluntario. La propuesta de crear un territorio indígena se hizo por primera vez en 2003 y alcanzó un hito importante en julio de 2017, cuando el Ministerio de Cultura peruano aprobó el contenido de un estudio que verificaba la existencia de una población de grupos indígenas aislados. Perenco afirma que la tribu en realidad no existe y ha interpuesto un recurso judicial de amparo para impedir el establecimiento de cualquier reserva indígena.

El único descubrimiento que avanza es el Lote 95, que ha sido un lugar de interés desde que un pozo exploratorio reveló la presencia de petróleo en 1974. La exploración se inició en 2005 a través de una sociedad de empresas especializadas en proyectos de alto riesgo en América Latina. Finalmente, el proyecto fue vendido en 2017 a PetroTal, una empresa peruana creada para desarrollar este y otros recursos que estaban siendo abandonados por las petroleras internacionales. El Lote 95 parecería ser una pequeña reserva de 20 millones de barriles que la compañía explotará mediante trece pozos para producir 20 mil bpd desde el 2025. A ese ritmo, las reservas probadas se agotarán en poco más de una década, generando entre 500 y 750 millones de dólares en ingresos brutos. PetroTal ha desarrollado múltiples vías logísticas para exportar su petróleo, todas ellas dependientes del transporte en barcazas. Parte de la producción irá a la refinería de Iquitos, pero la mayor parte se enviará a la terminal fluvial que conecta con el Oleoducto Norperuano o exportado a refinerías en Manaus, Brasil.

A pesar de los avances en la producción y comercialización del proyecto, los operadores del Lote 95 no han sido inmunes a los conflictos sociales. La plataforma de producción está ubicada en un territorio reclamado formalmente en el 2013 por la comunidad Kukama, perteneciente al grupo étnico Kukamiria, solicitud que hasta el momento no ha sido resuelta. La empresa y la comunidad siguen en conflicto y, aparentemente, la propia comunidad está dividida en cuanto a los beneficios de las operaciones de la empresa, que incluyen un fondo de compensación. El conflicto desembocó en violencia en 2020, cuando agentes de policía asignados a la seguridad dispararon y acabaron con la vida de un manifestante.

Iquitos, la capital regional, es una importante zona logística para la industria petrolera. Alberga una pequeña refinería y varias empresas que brindan servicios al sector de petróleo y gas, particularmente en el subsector del transporte, que conecta la refinería con centros de población como Pucallpa y Yurimaguas en Perú, pero también con Leticia en Colombia y Tabatinga en Brasil. El gobierno regional, que dependía en gran medida de las regalías petroleras, apoya mucho a la industria.

La Subcuenca Oriente – Ecuador

Ecuador ha disfrutado de un éxito considerablemente mayor en el descubrimiento y desarrollo de sus recursos petroleros amazónicos, pero también ha subutilizado la capacidad de su infraestructura de oleoductos. La producción anual se duplicó de 200 mil en 1980 a 300 mil bpd en 1991, cuando Petroecuador asumió el control operativo de las concesiones de Texaco. La producción se acercó a la capacidad máxima de transporte en 2000, cuando alcanzó los 350 mil bpd, a medida que los nuevos descubrimientos de empresas privadas estaban produciendo un tipo de petróleo clasificado como extrapesado.

Como su nombre lo indica, la composición molecular de este tipo de petróleo dificulta su transporte, por lo que Petroecuador mezcla su petróleo pesado con crudo más liviano para bombearlo a través del Sistema del Oleoducto Transecuatoriano (SOTE). Esta situación se volvió problemática a medida que aumentaba la producción de crudo pesado y, en 2001, las empresas privadas formaron una sociedad para construir y operar un segundo ducto, el Oleoducto de Crudos Pesados (OCP). Se financió con préstamos de organismos multilaterales y básicamente duplicó la capacidad del país para transportar su petróleo amazónico a su refinería y terminal de exportación en la costa del Pacífico.

Ecuador ha aumentado con éxito su producción durante más de cuatro décadas. Aunque ha conseguido inversiones del sector privado, más del 80% de su producción actual está gestionada por la petrolera estatal Petroecuador. Fuente: CountryEconomy.com (2022).

Para 2015, la producción había aumentado a 471 mil bpd, de los cuales alrededor del 80% fue producido por Petroecuador y el 20% por empresas privadas. Estudios geológicos estiman que sólo se ha explotado aproximadamente la mitad de las reservas recuperables y, al ritmo actual, las reservas probadas y probables deberían durar otros 47 años. Sin embargo, si se localizan y verifican los “recursos” estimados, la industria petrolera en la amazonia ecuatoriana podría funcionar durante otro siglo. Entre 2013 y 2015, Ecuador invirtió de 2.500 a 3.500 millones de dólares anuales en la exploración de nueva producción, cifra que se redujo a unos 1.500 millones de dólares en 2020. El objetivo del gobierno es aumentar la producción a 800 mil bpd para 2027.

Las relaciones del Estado ecuatoriano con el sector privado se encuentran plagadas tanto de inseguridad jurídica como política. Su batalla legal con Texaco (ahora Chevron) por las responsabilidades medioambientales pasadas es sólo un ejemplo. También ha nacionalizado las operaciones de otras reconocidas empresas internacionales o modificados unilateralmente contratos, provocando que algunos operadores abandonen el país. Empresas chinas han adquirido estas operaciones directamente mediante compra o indirectamente a través de un proceso de licitación gestionado por el Ministerio de Energía. Al parecer, esto forma parte de la estrategia del gobierno para amortizar su deuda de 18 mil millones de dólares con los bancos de desarrollo chinos.

A pesar del importante papel de las corporaciones privadas y las empresas estatales chinas, el mayor desarrollador de nuevos campos es Petroecuador, que asume un rol protagónico en la exploración y expansión, particularmente en desarrollos controversiales como el del Bloque 43, que se ubica en el extremo norte del Parque Nacional Yasuní. También conocida como concesión Ishpingo-Tambococha-Tiputini (ITT), la empresa estatal sigue desarrollando nuevos pozos de producción dentro del parque nacional hasta el límite de la Zona Intangible, un área que goza de un estatus especial como zona protegida y territorio indígena.

Los medios de comunicación han prestado menos atención en otros ocho bloques que se superponen o son adyacentes al Parque Nacional Yasuní. Con un total de más de 1,5 millones de hectáreas, se cree que tienen campos petroleros comercialmente explotables. Toda el área está cubierta de bosque primario y alberga a decenas de comunidades indígenas. Dos de estos bloques (79 y 83) fueron adjudicados en 2016 a Andes Petroleum Ecuador Ltd, una sociedad entre la China National Petroleum Corp. (CNPC) y China Petrochemical Corp. (SINOCHEM). Sin embargo, ambas empresas abandonaron las concesiones cuando quedó claro que el rechazo de las comunidades Kichwa hacía el proyecto poco atractivo, si no inviable. Las otras seis concesiones (14, 16, 17, 31, 56, 67) tienen operaciones en curso dentro del parque o en territorios indígenas, una fuente de conflicto con el gobierno que es poco probable que se resuelva.

El líder cofán Emergildo Criollo, la lideresa siona Flor Tangoy y la lideresa waorani Nemonte Nenquimo, junto a su hija, al borde de un pozo de desechos tóxicos en el norte de la Amazonía ecuatoriana. Foto: Mitch Anderson / Amazon Frontlines.

Por último, existen otros 16 bloques en las provincias de Pastaza y Morona Santiago, denominados Bloque Suroriental, los cuales han sido mantenidos en reserva por la Secretaría de Hidrocarburos. Estas concesiones han sido consideradas durante mucho tiempo por los sectores petrolero y gasífero como un área de expansión que, eventualmente, estará disponible a través de algún tipo de proceso de licitación competitivo. Sin embargo, ese proceso fue suspendido por el gobierno de Guillermo Lasso en 2022, como parte de un compromiso de formalizar el proceso regulatorio para que refleje adecuadamente los principios del Consentimiento Libre, Previo e Informado (CLPI).

La Subcuenca del Putumayo – Colombia

La producción de petróleo del Putumayo ha alcanzado sólo una fracción de su potencial debido a la falta de inversión provocada por el conflicto civil que azota a la región desde hace mucho tiempo. La subcuenca, que se extiende hacia el norte a través del Caquetá, tiene un enorme potencial con quizás seis millones de barriles de petróleo recuperable. Sucesivos gobiernos han hecho del desarrollo de esta región una prioridad, pero el conflicto civil de décadas de duración impidió la inversión y dañó infraestructura crítica. Presumiblemente, este período ha terminado, al menos en lo que respecta al desarrollo de sus activos energéticos.

Actualmente existen once concesiones operadas por cuatro empresas. No obstante, otras 18 empresas se han hecho de 49 bloques. Se cree que la mayoría de las reservas de petróleo son un crudo pesado similar al que se encuentra en Ecuador y, en 2016, uno de los cuatro concesionarios construyó el Oleoducto. Binacional Ameriser (OBA) para conectar sus campos en Colombia con el oleoducto OCP justo al otro lado de la frontera con Ecuador. Como la mayoría de los oleoductos regionales, el OBA sigue subutilizado, con solo un 10% de su capacidad en 2021. Sin embargo, su construcción en 2016 confirma de que la región eventualmente producirá mayores volúmenes de petróleo. El resto de la producción actual se transporta por los Andes a través del Oleoducto Trasandino Colombiano, que también es subutilizado, con un 20 % de su capacidad de 85 mil bpd.

Aproximadamente, la mitad de esta exploración se lleva a cabo en tierras previamente deforestadas en Putumayo y zonas adyacentes de Caquetá, mientras que el resto en bosques naturales cercanos. En la zona existen decenas de comunidades indígenas, incluidas poblaciones de las tierras altas desplazadas por la guerra civil y pueblos indígenas de las tierras bajas que habitan áreas situadas entre los ríos Putumayo y Caquetá. Todas estas comunidades tienen opción a los protocolos de CLPI, consagrados en la Constitución colombiana, y todas las empresas petroleras pretenden cumplir con estas normas. No obstante, las comunidades que viven cerca de pozos petrolíferos e instalaciones logísticas existentes llevan mucho tiempo acusando a las empresas y agencias reguladoras de ignorar sus quejas y las demandas asociadas de reparación.

Fuente: Mongabay