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INFORME PETROAMAZONAS .pdf



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Autor: Adolfo Maldonado

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INFORME
PRÁCTICA OPERACIONAL DE PETROAMAZONAS

EMPRESA OPERADORA
PARA EL BLOQUE 43 DEL ITT

INFORME
PRÁCTICA OPERACIONAL DE PETROAMAZONAS
EMPRESA OPERADORA
PARA EL BLOQUE 43 DEL ITT

Índice de contenido
1.- Equipo de trabajo y objetivos................................................................................................2
2.- Antecedentes e Historia de Petroamazonas EP y manejo de los 3 campos visitados. ..........3
3.- Componente técnico observado a Petroamazonas EP...........................................................9
4.- Componente social...............................................................................................................23
5.- Contingencias-emergencias: Los limites tecnológicos en la industria petrolera, el caso
Petroamazonas EP.....................................................................................................................31
6.- La complejidad ecosistémica del Yasuní: Más allá del 1 x 1000.........................................36
7.-Valoración económica del proyecto: Restando y multiplicando...........................................40
8.- Conclusiones........................................................................................................................43
9.- Recomendación ...................................................................................................................45

1.- Equipo de trabajo y objetivos
Eduardo D'Elía, argentino, de 51 años, Ingeniero Petrolero, Analista en petróleo y gas, Mágister en
Evaluación de Impactos Ambientales y en Energías Renovables, es Asesor externo ambiental y
Diseñador de sistemas energéticos alternativos. Docente de la Universidad Nacional de la Patagonia
Austral (UNPA), del Instituto Superior de Enseñanza Técnica y Consultor Ambiental. Durante 20
años trabajó como ingeniero petrolero para Pérez Compac, Petrobras, Pan American Energy y
Geopark. Ha realizado varias publicaciones sobre eficiencia energética, gestión ambiental y sobre
derrames, como el ocurrido en 1974 por el barco petrolero Metula en costas argentino chilenas. Ha
recibido numerosos premios por su labor tanto técnica como solidaria e investigativa.
Juan Felipe Harman, Colombiano, Ingeniero Civil de la Universidad del Meta, especialista en
Industrias Extractivas y Desarrollo Sostenible y cursante de la Maestría en Medio Ambiente y
Desarrollo de la Universidad Nacional de Colombia. Consultor y columnista en asuntos petroleros y
de medio ambiente en organizaciones como Censat agua viva, Defensoria del Pueblo, Razón
Pública e Indepaz. Miembro de la organización social Proyecto Gramalote que acompaña a
comunidades afectadas por las industrias extractivas en la Orinoquia Colombiana.
Los objetivos de éste informe son:
• Calificar la práctica operacional de Petroamazonas.
• Estimar los costos de operación en una zona de las características del Yasuní.

2

2.- Antecedentes e Historia de Petroamazonas EP y manejo de los 3
campos visitados.
Antecedentes
La extracción de petróleo en el Ecuador tiene 47 años, en todo este tiempo se ha aplicado varias
políticas petroleras dependiendo de la tendencia de los gobiernos de turno. Se han aprobado varias
leyes de Hidrocarburos. Han operado en el país un sin número de empresas entre transnacionales,
estatales y estatales de otros países. Así mismo se han aplicado diferentes tipos de tecnologías para
la explotación, todas ellas en su momento han sido catalogadas como “tecnologías de punta”.
Actualmente la empresa pública Petroamazonas EP es la encargada de la exploración y la
explotación de petróleo en el país y es la empresa que operaría el bloque 43 donde se ubican los
campos Ishpingo, Tambococha, Tiputini (ITT) dentro del Parque Nacional Yasuní.
Por este motivo hemos organizado un recorrido por 3 de los campos operados actualmente por
Petroamazonas para hacer una análisis crítico de la capacidad tecnológica de esta empresa para una
operación en una zona frágil como es el Yasuni.
El presente informe recoge los resultados de este recorrido, tanto con la información bibliográfica
como con la obtenida en terreno.
Historia de Petroamazonas EP
La historia de la empresa pública Petroamazonas EP inicia el 15 de mayo del año 2006 cuando el
Estado ecuatoriano decide caducar el contrato que mantenía con la empresa estadounidense
Occidental por haberla encontrado culpable de haber transferido el 40% de los derechos accionarios
a la canadiense Encana sin la respectiva autorización del estado ecuatoriano. La Ley de
Hidrocarburos en los Arts. 74 y 79, disponía expresamente, que en casos como en el que incurrió
OXY, se procede de manera directa a la caducidad del contrato.
Los campos del bloque 15: Yanaquincha, Limoncocha, Indillana y Edén-Yuturi que eran operados
por OXY, pasaron a poder de Petroproducción. Sin embargo la falta de dinero fue un factor
preocupante para la estatal pues se requería de 30 millones de dólares mensuales para mantener la
operación normal del bloque 15.
El 13 de junio del 2006 Petroecuador, a través del decreto 1546, constituyó una Unidad de
administración y operación temporal para la operación del bloque 15, con su propio departamento
legal, autonomía económica y administrativa, funcionaba con un gerente general y cuatro
subgerencias: Operaciones, financiera, administrativa y de investigación y desarrollo. Los contratos
los suscribía como si se tratara de una empresa independiente sin la supervisión de la Contraloría
General ni de la Procuraduría General del Estado. El directorio estaba integrado sólo por
ecuatorianos1.
Los ingresos económicos para la Unidad provenían de la Ley denominada Feiseh, adonde
1

Ecuadorinmediato 19 junio 2006 Petroecuador constituye unidad administrativa del bloque 15
http://www.ecuadorinmediato.com/index.php?
module=Noticias&func=news_user_view&id=36105&umt=petroecuador_constituye_unidad_administrativa_del_bl
oque_15

3

ingresaban los recursos del área y de donde salían el dinero para alimentar el capital de inversión y
operación.2
En diciembre del 2007 se decidió crear una nueva compañía de sociedad anónima para administrar
y realizar la gestión en los campos pertenecientes al bloque 15. Las autoridades del área decidieron
recuperar el nombre de la desaparecida filial temporal que participó en el proceso de transición de
los bienes de Texaco a Petroecuador: Petróleos Amazónicos Sociedad Anónima, Petroamazonas
S.A.3
La nueva sociedad anónima tenía como accionistas a Petroecuador y Petroproducción, se trataba de
una empresa estatal de servicios, temporal hasta que se promulgue la Ley de Empresas Públicas.
Estaba constituida únicamente con capital estatal y la idea era impedir que en su paquete accionario
ingresen otros capitales4.
El 7 de abril del 2008, la empresa Petroamazonas Ecuador S.A., se constituyó mediante escritura
pública y días después se formalizó la constitución una vez que fue inscrita en el Registro Mercantil
del cantón Quito. Esta nueva sociedad anónima se hizo cargo de los campos bajo la figura de un
contrato de Servicios Específicos, según el Decreto Ejecutivo No. 1116, firmado por el presidente
Rafael Correa.5
Petroamazonas empezó a operar el 12 de agosto como una compañía de servicios estatal con opción
a operar otros campos del sector estatal para el Gobierno. El plazo del contrato para explotar el
bloque 15 era por cinco años, hasta que se efectúe la transformación y el fortalecimiento de
Petroecuador, principalmente que adquiera autonomía financiera para que se puedan fusionar las
dos empresas.
De esta manera Petroamazonas pasó a administrar los campos del bloque 15 y el campo Pañacocha
con reservas por 140 millones de barriles de crudo. Las autoridades, en esa época, veían también a
esta empresa como la eventual operadora del campo Ishpingo-Tambococha-Tiputini (ITT).6
A principios del año 2009, surgió un conflicto entre el Estado ecuatoriano y la petrolera francesa
Perenco quien no pagó una deuda, equivalente a unos 327 millones de dólares, derivada de la
aplicación de la Ley 42, que obligaba a las operadoras privadas a entregar al Estado el 50 por ciento
de las ganancias extraordinarias obtenidas por la venta del crudo ecuatoriano, debido a su alto
precio.
Ante la falta de una propuesta por parte de Perenco para saldar la deuda, el Estado ecuatoriano
dispuso el embargo y posterior remate del crudo de la compañía hasta la recuperación total de la
suma adeudada más los intereses.7
2

3

4

5

6

7

El Universo. Hoy se trata el futuro de Unidad bloque 15, 4 diciembre 2006.
http://www.eluniverso.com/2006/12/04/0001/9/AD272006F39946F9B4197B16058DADEA.html
El Universo 1 septiembre 2006 Petroamazonas revivirá para administrar bloque 15
http://www.eluniverso.com/2006/09/01/0001/9/433B1A4495AF446A8BD7A5709E18E90A.htm
Petroamazonas operará bloque 15, 19 diciembre 2007
http://www.lahora.com.ec/index.php/noticias/show/657289/-1/Petroamazonas_operar
%C3%A1_bloque_15.html#.U0DSc89x0xA
Petroamazonas operará el bloque 15 dentro de 60 días, 27 de abril 2008 http://ecuadoragriculturaindustria.blogspot.com/2012/04/petroamazonas-operara-el-bloque-15.html
Ecuador Estatal Petroamazonas firma más contratos 06 agosto 2008
http://www.enernews.com/nota/206749/ecuador-estatal-petroamazonas-firma-ms-contratos
Soitu.es 18 de julio 2009 http://www.soitu.es/soitu/2009/07/18/info/1247873517_213300.html

4

En agosto del 2009, la estatal Petroecuador, a través de su filial Petroamazonas, asumió de manera
preventiva la operación de los bloques 7 y 21, concesionados a Perenco y Burlington, hasta que se
determine la figura legal a aplicarse en el caso de la salida de Perenco.8
Un año después el Ministro de Recursos Naturales No Renovables, Wilson Pástor, declaró la
caducidad de los contratos de participación con las petroleras Perenco y Burlington, encargados de
la operación de los bloques 7 y 21 y el campo unificado Coca Payamino por la causal de suspensión
de las actividades de explotación por 30 días, sin causa justa 9, contemplado en el numeral 4 del
artículo 74 de la Ley de Hidrocarburos.
El Gobierno Nacional, a través del decreto 314 del 6 de abril del 2010, publicado en el Registro
Oficial N°171 del 14 de abril del 2010, crea la Empresa Pública de Exploración y Explotación de
Hidrocarburos “PETROAMAZONAS EP”, como una persona jurídica de derecho público, con
patrimonio registro propio, autonomía presupuestaria, financiera, económica, administrativa y de
gestión; con domicilio principal en la ciudad de Quito, Distrito Metropolitano.10
Según el decreto, el principal objeto de PETROAMAZONAS EP es la gestión de las actividades
asumidas por el Estado en el sector estratégico de los hidrocarburos y sustancias que los
acompañan, en las fases de exploración y explotación, observando las normas aplicables. Para el
cumplimiento de este objeto la empresa podrá constituir filiales, subsidiarias, unidades de negocio,
o celebrar convenios de asociación, uniones transitorias, alianzas estratégicas, consorcios, empresas
de coordinación u otras de naturaleza similar, con alcance nacional e internacional y, en general,
celebrar todo acto o contrato permitido por las leyes ecuatorianas, que directa o indirectamente se
relacionen con su objeto, con personas naturales o jurídicas, nacionales o extranjeras, públicas o
privadas.11
El 27 de Julio de 2010 mediante Registro Oficial No. 244, Suplemento, se publicó la Ley
Reformatoria a la Ley de Hidrocarburos y a la Ley de Régimen Tributario Interno. Uno de los
objetivos de esta reforma era cambiar el modelo contractual para la firma de los contratos
petroleros.
Basado en la reforma a la Ley de Hidrocarburos el gobierno, a finales del 2010, logró renegociar los
contratos petroleros que mantenía con las empresas transnacionales modificando el modelo
contractual de “participación” a “prestación de servicios”.
Varias empresas no llegaron a un acuerdo con el Estado ecuatoriano y abandonaron el país. Este es
el caso de la empresa Petrobras, operadora del Bloque 18 y el Campo Unificado Palo Azul que
producían 18.885 barriles de crudo por día y que en noviembre del 2010 pasó a manos de la
empresa estatal Petroamazonas EP, después de recibir 163 millones de dólares por las inversiones
amortizadas realizadas. Petroamazonas EP se comprometió a mantener la estabilidad de los 160
trabajadores de la anterior operadora.12

8

9

10
11
12

El Universo. Petroecuador asume operación de Perenco de manera temporal 18 agosto 2009
http://www.eluniverso.com/2009/08/18/1/1356/petroecuador-asume-operacion-perenco-manera-temporal.html
El Universo. Ecuador pone fin al contrato con petrolera Perenco 22 julio 2010
http://www.eluniverso.com/2010/07/22/1/1356/ecuador-pone-fin-contrato-petrolera-perenco.html
Decreto Ejecutivo N°314 del 6 de abril del 2010.
idem
Petroamazonas asume operaciones de bloques, tras salida de Petrobras. Oil Production.net 25 de noviembre del 2010
http://www.oilproduction.net/cms/index.php?option=com_content&view=article&id=1550:petroamazonas-asumeoperaciones-de-bloques-tras-salida-de-petrobras&catid=52:noticias-del-sector&Itemid=109

5

Amparada en el Decreto Ejecutivo 1351-A, suscrito por el Presidente de la República, el 1 de
noviembre de 2012, Petroamazonas EP asumió de manera oficial las operaciones de los campos
Lago Agrio, Libertador, Shushufindi, Auca, Cuyabeno y de gas natural en el litoral ecuatoriano, que
pertenecían a la Gerencia de Exploración y Producción de EP Petroecuador, dentro del proceso de
fusión por absorción iniciado en enero de 2010, garantizando la estabilidad y la continuidad del
personal de las áreas de exploración y producción que pasaron a Petroamazonas EP. 13
El proceso de absorción empresarial apuntaba a mejorar la gestión estatal en el sector
hidrocarburífero, incrementar la producción de crudo, reducir los costos operativos e implementar el
modelo de gestión de Petroamazonas EP (PAM), que operaba, según el gobierno, con altos
estándares empresariales de reconocimiento internacional.
En mayo del 2013 el Instituto Revenue Watch publicó un informe que evalúa el mal manejo de los
recursos naturales y la corrupción, el mismo que indica que más del 80% de los principales países
mineros y productores de gas y petróleo no cumplen con “estándares satisfactorios” en la
administración de sus recursos naturales y sobre Ecuador, sostiene que “aún tienen vacíos en la
gobernanza de sus recursos naturales”.14
En agosto del 2013, la estatal Petroamazonas EP anunció la contratación de empresas de servicio
especializadas para aumentar el número de reservas de crudo recuperables en 14 de sus 65 campos.
La intención es aumentar el factor de recobro de los campos de Petroamazonas que actualmente está
en el 34% y extraer más petróleo, sin necesidad de descubrir nuevas reservas.
Actualmente Petroamazonas es la única empresa estatal en el Ecuador que realiza las actividades de
exploración y explotación de crudo, luego que asumiera los campos de Petroecuador15.
Petroamazonas EP (PAM EP) tiene al momento 65 campos en producción en las provincias de
Orellana, Sucumbíos, Napo, Guayas y Santa Elena.
Sucumbíos
Cuyabeno: Bloques 58 y 59 en los campos Cuyabeno Sansahuari, Victor Hugo Ruales, Tipishca
Huaico, Blanca y Vinita.
Sushufindi: Bloque 57, en los campos Shushufindi/Aguarico, Drago, Condorazo y Cobra.
Lago Agrio: Bloques 56 y 11 en los campos Lago Agrio, Guanta – Dureno, Parahuaco, Cristal,
Rubí, Diamante y Mascarey.
Pacayacu: Campo Libertador, conformado por las estructuras de Secoya, Shushuqui, Shuara,
Pacayacu, Pichincha y Carabobo.
Atacapi: Campo Atacapi (19p), que está ubicado en la parte norte de la cuenca oriente, al sureste del
campo Lago Agrio.
Frontera norte: Campo Tetete (6p), en el campo Tapi (3p), en el campo Frontera (2p), al norte del
13

14

15

Ministerio de Recursos Naturales no renovables 15 noviembre 20012 Petroamazonas EP asume la operación de ocho
campos de EP Petroecuador http://www.recursosnaturales.gob.ec/petroamazonas-ep-asume-la-operacion-de-ochocampos-de-ep-petroecuador-y-de-la-produccion-de-gas-natural/
El Universo 16 de mayo del 2013 Ecuador entre países con mal manejo de recursos
http://www.eluniverso.com/notEicias/2013/05/15/nota/927456/portafolio
El Comercio Petroamazonas busca inversión extranjera 2 agosto 2013
http://elcomercio.com/negocios/Petroamazonas-hidrocarburos-Ecuador-petroleoinversionextranjera_0_967103351.html

6

campo Libertador.
Campo Arazá: (3p) al sur del campo Libertador.
Orellana/Sucumbíos
Indillana: Tiene 17 campos. Los campos Paka Norte, Paka Sur, Yanaquincha Este, Yanaquincha
Oeste, Yanaquincha Norte, Indillana y Napo en la provincia de Orellana. Así como los campos
Palmeras Norte, Palmeras Oeste, Tuich, Limoncocha, Pañayacu, Quinde, Concordia, Jivino y
Laguna en la provincia de Sucumbíos. Y el campo Itaya, ubicado en las provincias de Sucumbíos y
Orellana.
Bloque 12: Tiene 7 campos productores: Edén Yuturi, Dumbique Norte, Tumali, Yanahurco,
Dumbique Sur, Tangay y Pañacocha.
Orellana
Bloque 31: Tiene tres campos productores: Apaika, Nenke y Apaika Sur.
Oso – Yuralpa: bloques 7 y 21. El bloque 7 tiene los campos productores: Oso, Coca, Payamino,
Gacela, Lobo, Jaguar y Mono. El bloque 21 el campo Yuralpa.
Bloque 18: en el cantón La Joya de los Sachas, campo Palo Azul (33p)
Santa Elena: Bloque 1: campo Pacoa.
Guayas: Bloque 6: campo Amistad.
Fuente: http://www.petroamazonas.gob.ec/operaciones/
Lugares visitados durante el recorrido
Campo Libertador: este es un campo abierto en los años 80 por la empresa estatal CEPE que luego
se transformó en Petroecuador y actualmente opera la empresa pública Petroamazonas EP. Es
importante recalcar que este campo está formado por 9 subcampos y nunca estuvo la empresa
Texaco, hoy Chevron, sin embargo mantiene las mismas características de destrucción ambiental y
afectación social que los campos operados por la transnacional. Se eligió este campo para el
recorrido por tratarse de una operación antigua en donde, sin embargo, Petroamazonas EP continúa
aplicando la misma tecnología que sus antecesoras.
Campo Lago Agrio: Aunque no estaba previsto dentro del recorrido el campo Lago Agrio, asistimos
a una reunión en el barrio “25 de febrero” donde la empresa Petroamazonas EP tiene la intención de
perforar 8 nuevos pozos dentro del perímetro urbano de la ciudad lo cual violenta el Reglamento
ambiental para actividades hidrocarburíferas en el Ecuador.
Bloque 12, Campo Edén Yuturi: este campo fue designado como campo unificado al bloque 15 y
entregada su operación a la empresa Occidental. En mayo del 2006, después de la salida del país de
Oxy, este campo pasó a manos de la Unidad administrativa del bloque 15 y después a manos de
Petroamazonas EP. Se eligió para el recorrido este campo porque junto a los otros campos del
bloque 15, vendría a ser la operación más antigua de Petroamazonas EP.

7

Bloque 31: Este
bloque
fue
concesionado en
la octava ronda de
licitaciones en el
año 1996 a la
empresa argentina
Pérez Companc,
la cual realizó
trabajos
de
explotación
sísmica
y
perforación
exploratoria de los
pozos Nenke y
Apaica. En el año
2002
Pérez
Companc vendió su empresa de energía a Petrobras que se hizo cargo del bloque. Petrobras inició
los trámites para obtener la licencia de operación en el bloque 31 que en un 80% se encuentra
dentro del Parque Nacional Yasuni. En el año 2007 el Estado ecuatoriano otorgó la licencia
ambiental para explotar el bloque 31, sin embargo un año después devuelve al Estado el bloque y
únicamente mantuvo su operación en el bloque 18 hasta el año 2010 cuando salió definitivamente
del país. Petroamazonas EP se hace cargo del bloque 31 a la salida de Petrobras. Se eligió este lugar
por tratarse de una operación nueva de Petroamazonas y por encontrarse dentro del Parque Yasuní,
junto al ITT, es decir que tiene similares características con el bloque 43.

Fuente: http://www.planv.com.ec/investigacion/investigacion/impactos-la-minima-huella
8

3.- Componente técnico observado a Petroamazonas EP
La observación de las actividades industriales in situ permite conocer cuales son los Estándares de
Calidad Ambiental de las empresas en sus actividades. Es razonable pensar que cuanto más
profunda sea esa observación, más ajustado será uno en las conclusiones, pero no se estará muy
alejado de la calificación cuando en una pequeña muestra varios aspectos críticos son encontrados.
Es así como se ha podido calificar a las actividades que Petroamazonas realiza en los Campos
Libertador, Edén Yuturi y Bloque 31, y por extrapolación16 a toda la operación actual y futura en
Ecuador.
Los Estándares de Calidad Ambiental en las Actividades Industriales son acciones que permiten
controlar los impactos ambientales a niveles permisibles de contaminantes en el aire, agua, suelo o
cualquier otro recurso necesario para la vida en forma directa o indirecta.
Los contaminantes pueden estar constituidos de cualquier materia o energía, cuya naturaleza,
ubicación, o concentración en el aire, agua o suelo produce o puede producir efectos no deseados de
la salud humana o a los límites de la utilidad del recurso para el uso presente o futuro.
Esta cuestión se refiere a todo producto químico inorgánico u orgánico en forma gaseosa, líquida o
sólida o incluso microorganismos vivos o virus. Estos pueden estar presentes en la solución, en
forma de suspensiones coloidales, absorbidos en fase sólida, o como fases separadas.
La energía incluye el ruido, las radiaciones electromagnéticas, y el calor. Los niveles se pueden
especificar como un medio espacio temporal o como un valor máximo, ya que una dosis absorbida
durante períodos determinados o una exposición de una sola vez grande a veces tienen el mismo
efecto.
El establecer normas17 o leyes sobre este aspecto es un complejo proceso de toma de decisiones que
implican la consideración de cuestiones socio-económicas, jurídicas y científicas. Estos problemas
pueden ser locales, regionales, nacionales o de ámbito global. Las normas establecidas para proteger
la salud humana y seguridad son los patrones primarios. Una gran parte de las actividades públicas
y privadas del medio ambiente están relacionados con la configuración de estándares de calidad
ambiental para asegurar el cumplimiento de estas normas de calidad.
Independientemente de las leyes y normativas, que obligan y comprometen, la empresa, desde sus
más altas estructuras de decisión, debe tener una Cultura Organizacional Sustentable. Esta consiste
en concebir y generar una cultura organizacional compartida, basada en los valores que viabilizan el
clima de solidaridad, equidad, cohesión y respeto necesario para que la empresa pueda cumplir una
responsabilidad social para el desarrollo sustentable a través del comportamiento proactivo de todos
los integrantes, reconociendo “el derecho de la población a vivir en un ambiente sano y
ecológicamente equilibrado, que garantice la sostenibilidad y el buen vivir”.18
16

17

18

El método de extrapolación es un método científico lógico que consiste en suponer que el curso de los
acontecimientos continuará en el futuro, convirtiéndose en las reglas que se utilizarán para llegar a una nueva
conclusión. Es decir, se afirma a ciencia cierta que existen unos axiomas y éstos son extrapolables a la nueva
situación.
Entiéndase por Norma a la opción de cumplimiento voluntario. Más específicamente, una norma es una regla o
directriz para las actividades, diseñada con el fin de conseguir un grado óptimo de orden en el contexto en que se
encuentre. Ley es una normativa de cumplimiento obligatorio.
Art 14, “Constitución del Ecuador”

9

La ausencia de esta Cultura Organizacional Sustentable es lo observado en los campos visitados, en
donde parecen mezclarse la desprotección del trabajador, del medioambiente y la desprotección de
los bienes muebles como una cuestión indivisa en la operación19.
OBSERVACIONES
Ejemplo Nº 1:
Campo Libertador: operado inicialmente por Petroecuador
Un tanque de almacenamiento de petróleo de aproximadamente 320 bls (50 m 3), se encuentra
circunscrito por un muro (o pretil) construido de suelo absorbente. Hay evidencia de la instalación
de una antigua geomembrana, hoy totalmente deteriorada por el uso. Con ella se pretendía
impermeabilizar el suelo y las paredes a fin de servir de contención de posibles pérdidas o
derrames.

Lugar: Pozo
Atacapi 2
(Dureno)
Aunque el interior y el muro se encontrasen impermeabilizados con la geomembrana, el volumen
que puede contener es significativamente inferior al volumen de petróleo almacenado en el tanque.
Una cañería de conexión del tanque, utilizada aparentemente para cargas o descargas de crudo, se
encuentra protegida ante pérdidas con un recipiente notoriamente manchado con hidrocarburos. Los
interiores de los recintos de contención deben estar libres de cualquier elemento que le produzca la
disminución de su capacidad volumétrica. Esta situación viola claramente normas nacionales y de
otros países más protectores.
Legislación Ecuatoriana
Decreto Ejecutivo 1215/2001
ART. 25.– Manejo y almacenamiento de crudo y/o combustibles.–
Para el manejo y almacenamiento de combustibles y petróleo se cumplirá con lo siguiente:
b) Los tanques, grupos de tanques o recipientes para crudo y sus derivados así como para combustibles
se regirán para su construcción con la norma API 650, API 12F, API 12D, UL 58, UL 1746, UL 142 o
equivalentes, donde sean aplicables; deberán mantenerse herméticamente cerrados, a nivel del suelo y
estar aislados mediante un material impermeable para evitar filtraciones y contaminación del
19

Basado en la exposición de uno de los referentes de seguridad industrial de Petroamazonas. Barrio 25 de Febrero,
Lago Agrio, 17-mar-2014.

10

ambiente, y rodeados de un cubeto técnicamente diseñado para el efecto, con un volumen igual o
mayor al 110% del tanque mayor;
c) Los tanques o recipientes para combustibles deben cumplir con todas las especificaciones técnicas y
de seguridad industrial del Sistema PETROECUADOR, para evitar evaporación excesiva,
contaminación, explosión o derrame de combustible. Principalmente se cumplirá la norma NFPA-30 o
equivalente;
ART. 71.– Tanques de almacenamiento.
Para los tanques de almacenamiento del petróleo y sus derivados, además de lo establecido en el
artículo 25, se deberán observar las siguientes disposiciones:
a) Tanques verticales API y tanque subterráneos UL:
a.1) El área para tanques verticales API deberá estar provista de cunetas y sumideros interiores que
permitan el fácil drenaje, cuyo flujo deberá controlarse con una válvula ubicada en el exterior del
recinto, que permita la rápida evacuación de las aguas lluvias o hidrocarburos que se derramen en
una emergencia, y deberá estar conectado a un sistema de tanques separadores.
a.2) Entre cada grupo de tanques verticales API deberá existir una separación mínima igual al ¼ de la
suma de sus diámetros, a fin de guardar la debida seguridad.
a.3) Los tanques de almacenamiento deberán contar con un sistema de detección de fugas para
prevenir la contaminación del subsuelo. Se realizarán inspecciones periódicas a los tanques de
almacenamiento, construcción de diques y cubetos de contención para prevenir y controlar fugas del
producto y evitar la contaminación del subsuelo, observando normas API o equivalentes.

Legislación Colombiana
Decreto 0283/1990 por el cual se reglamenta el almacenamiento, manejo, transporte, distribución de
combustibles líquidos derivados del Petróleo y el transporte por carrotanques de Petróleo Crudo.
C. Muros de retención.
Artículo 20. Todo tanque o grupo de tanques que contengan productos de petróleo, deberán estar
rodeados por un muro de retención impermeabilizado. Este deberá construirse en concreto, tierra
apisonada e impermeabilizada u otro material adecuado. La altura mínima de dicho muro será de
sesenta (60) cms. y la máxima será de dos (2) metros. Estos muros podrán protegerse con grama o
pastos de poco crecimiento.
Artículo 21. Si un recinto rodeado por un muro de retención contiene un solo tanque, su capacidad
neta será por lo menos igual a la capacidad del tanque y se calculará, como si tal tanque no existiera.
Esto último, teniendo en cuenta que en caso de máximo derrame del tanque, quedará en éste un nivel
liquido Igual a la altura del muro de retención,
Si el recinto de retención contiene dos o más tanques, su capacidad neta será por lo menos igual a la
del tanque de mayor capacidad dentro del recinto, más el diez por ciento (10%) de la capacidad de los
otros tanques.
Artículo 22. El recinto o deberá estar provisto de cunetas y sumideros interiores que permitan el fácil
drenaje, cuyo flujo deberá controlarse con una válvula o brazo basculante ubicado en el exterior del
recinto, que permita la rápida evacuación de las aguas lluvias o combustibles que se derramen en una
emergencia.

Legislación Argentina
Decreto Nº 10.877/1960 reglamentario de Ley 13.660. Seguridad de las instalaciones de
elaboración, transformación y almacenamiento de combustibles sólidos, minerales, líquidos y
gaseosos.

11

Artículo 329. — Los endicamientos de los recintos para la contención de los derrames, tendrán una
capacidad igual al volumen útil del tanque más un 10%.
Cuando se trate de un agrupamiento de tanques, el volumen total del recinto será igual al volumen útil
del tanque de mayor capacidad más el 50% de la capacidad total de almacenamiento de los tanques
restantes.
Artículo 331. — Todo recinto tendrá sus endicamientos protegidos de la acción de las aguas y del
efecto de los vientos y en lugar visible se mantendrá un señalamientos que destaque la cota mínima
que debe mantener el endicamiento en el coronamiento, con referencia al interior del recinto en el que
se encuentran contenidos los tanques de que se trata.
Artículo 332. — El proveer a los tanques de sistemas de refrigeración para disminuir las pérdidas por
evaporación durante la época de elevadas temperaturas no reducirá las exigencias en cuanto a
distanciamientos y endicamientos.
Artículo 334. — Donde por la topografía del terreno un eventual derrame de producto incendiado
(sobre ebullición) que supere los muros de contención pueda hacer peligrar el resto de las
instalaciones, se deberán prever muros complementarios que encaucen dicho derrame hacia un lugar
convenientemente elegido para el ataque del fuego.

Ejemplo Nº 2:
Campo Libertador: operado inicialmente por Petroecuador
Se observó en un predio lindero a barrios habitados dentro de Pacayacu, la existencia de una
armadura de surgencia (Árbol de navidad) sin que este tenga las más mínimas condiciones de
seguridad para la población circundante.

Pozo Carabobo-6: Pacayacu
La armadura en cuestión, denominada KBB-6 (Carabobo-6), está preparada para una presión de
trabajo del orden de las 1500 psi. Sin embargo le han colocado tapas soldadas construidas
artesanalmente y sin ningún estándar de acople ya que las tapas instaladas no cuentan con las
molduras interiores que garantizan el cierre hermético, no tienen el espesor necesario para soportar
la presión de diseño de la armadura y además solo se le han colocado 4 bulones de ajuste, cuando
claramente puede verse que son 8.

12

No se pudo observar ningún cartel que indique los peligros a los que se está exponiendo quien se
acerque a dicha armadura de surgencia ni está delimitada la instalación para evitar que los niños/as
del barrio jueguen sobre la misma.
Por ultimo la población desconoce las medidas de protección que debe tomar parta salvaguardar su
salud ante una pérdida de gas o petróleo de la armadura, ni tampoco a quien deben alertar para
informar de una contingencia de esas características.
Ejemplo Nº 3:
Campo Libertador: operado inicialmente por Petroecuador
Los drenajes, purgas y pérdidas de fluidos de producción, como petróleo o agua de formación, son
dirigidos a piscinas visiblemente sin impermeabilización o a pequeñas cámaras de concreto. Estos
sitios de acopio cuentan con cañerías que evitan el rebalse, dirigiendo estos fluidos altamente
contaminados, directo a la selva circundante.

Estación Secoya
Campo Secoya
Los fluidos con alto
contenido
en
hidrocarburos
son
dirigidos a los cursos
de
agua
dulce
impactándolos
irreversiblemente y
parte de los mismos
son absorbidos por
el
suelo
contaminando
las
fuentes de agua
dulce subterráneas.
Drenajes en pozo
Atacapi 2 (Dureno)

13

Las aguas asociadas a los hidrocarburos, no solo están contaminadas con ellos, sino que contienen
metales pesados y sales de alto impacto para los seres vivos.
Los hidrocarburos por si solos contienen elementos, como los policíclicos, de comprobado efecto
cancerígenos. Pero al estar dispersos en aguas dulces de consumo humano muchos de ellos toman
contacto con cloro producto de los procesos de potabilización de las aguas de consumo, por lo que
los efectos cancerígenos se potencian al transformarse en organoclorados.
Los sistemas que fueron observados no cumplen con la normativa ecuatoriana y mucho menos con
la argentina que tiene normas más proteccionistas para la población. No se entiende cómo en una
zona de tan alta pluviosidad como la amazónica de Ecuador, se siguen utilizando piscinas no como
prevención de accidentes, sino como sistema normal de operación, y lo permite la ley.
Legislación Ecuatoriana
Decreto 1215/ 2001Capítulo III
ART. 29.– Manejo y tratamiento de descargas líquidas.– Toda instalación, incluyendo centros de
distribución, sean nuevos o remodelados, así como las plataformas off-shore, deberán contar con un
sistema convenientemente segregado de drenaje, de forma que se realice un tratamiento específico por
separado de aguas lluvias y de escorrentías, aguas grises y negras y efluentes residuales para garantizar
su adecuada disposición. Deberán disponer de separadores agua-aceite o separadores API ubicados
estratégicamente y piscinas de recolección, para contener y tratar cualquier derrame así como para
tratar las aguas contaminadas que salen de los servicios de lavado, lubricación y cambio de aceites, y
evitar la contaminación del ambiente. En las plataformas off-shore, el sistema de drenaje de cubierta
contará en cada piso con válvulas que permitirán controlar eventuales derrames en la cubierta y evitar
que estos se descarguen al ambiente. Se deberá dar mantenimiento permanente a los canales de drenaje
y separadores.
a) Desechos líquidos industriales, aguas de producción, descargas líquidas y aguas de
formación.- Toda estación de producción y demás instalaciones industriales dispondrán de un sistema
de tratamiento de fluidos resultantes de los procesos.
No se descargará el agua de formación a cuerpos de agua mientras no cumpla con los límites
permisibles constantes en la Tabla No. 4 del Anexo 2 de este Reglamento;
b) Disposición.- Todo efluente líquido, proveniente de las diferentes fases de operación, que deba
ser descargado al entorno, deberá cumplir antes de la descarga con los límites permisibles
establecidos en la Tabla No. 4 del Anexo 2 de este Reglamento.
Los desechos líquidos, las aguas de producción y las aguas de formación deberán ser tratadas y podrán
ser inyectadas y dispuestas, conforme lo establecido en el literal c) de este mismo artículo, siempre
que se cuente con el estudio de la formación receptora aprobado por la Dirección Nacional de
Hidrocarburos del Ministerio de Energía y Minas en coordinación con la Subsecretaría de Protección
Ambiental del mismo Ministerio.
Si estos fluidos se dispusieren en otra forma que no sea a cuerpos de agua ni mediante inyección, en el
Plan de Manejo Ambiental se establecerán los métodos, alternativas y técnicas que se utilizarán para
su disposición con indicación de su justificación técnica y ambiental; los parámetros a cumplir serán
los aprobados en el Plan de Manejo Ambiental.

Legislación Argentina
Decreto 2656/99 Anexo 7 - Capítulo VII. Normas ambientales para el manejo de los desechos
fluidos de perforación y terminación.
Artículo 30º) PAUTAS: En la apertura de piletas de lodos y residuos de perforación y terminación,
deberán seguirse las siguientes pautas ambientales:

14

El operador deberá constatar previamente que no existe agua subterránea dulce en el subsuelo. Se
considera agua dulce aquella agua subterránea cuyos contenidos en sales totales no supere los 3.000
ppm o que su conductividad específica no sea mayor de 4.000 micromhos por centímetro.
Las piletas de lodo y residuos deberán ser revestidas con láminas polietileno.
Al término de la perforación, y una vez infiltrado o evaporado el líquido residual, se deberá enterrar el
cutting, restos de cemento, bentonita y demás residuos de perforación y terminación.
Artículo 31º) MANEJO DE DESECHOS ESPECIALES.PAUTAS: En el manejo de desechos
especiales se deberán seguir las siguientes pautas ambientales:
En áreas donde por razones técnicas sea requerido el lodo a base de petróleo en la totalidad o gran
parte de la operación, se deberá contar como adicional a la represa de desechos, con un tanque
metálico a instalar en el recinto de los tanques de combustible y ensayo para contener los excedentes
no contaminados.
En áreas donde el lodo a base de petróleo es de uso circunstancial o sólo para una fracción del
intervalo a perforar, (Ej: capas de sal hasta haber sido atravesadas y protegidas por una entubación), se
deberá contar con una pileta metálica destinada a volcar el cutting y los excedentes.
En la operación con represas o piletas impermeabilizadas con láminas de polietileno, se deberán
extremar los recaudos para no romper la lámina con herramientas y protegerla debidamente en los
bordos donde se tenga que accionar o transitar.
Los excedentes líquidos no reciclables, tanto en los lodos como de los fluidos de terminación que
están precedentemente encuadrados como desechos peligrosos, se dispondrán por inyección o
confinados ya sea en estratos superficiales permeables secos y aislados por capas impermeables, o
inyectados en estratos profundos estériles que se encuentren en el espacio anular de la entubación
intermedia y por debajo del zapato de la cañería de seguridad o superficie.
Normas ambientales para el manejo de los fluidos especiales de terminación o hidrocarburos
Artículo 35º) PAUTAS: En el manejo de los fluidos especiales de terminación o hidrocarburos,
deberán seguirse las siguientes pautas ambientales:
• Fluidos con base de petróleo o destilados:
• En el caso de utilizar fluidos con base de petróleo o destilados, este deberá ser reciclado o mezclado
con el petróleo de producción para ser procesado en planta de tratamiento. Queda prohibido su vertido
en la superficie o confinamiento en pozos o piletas de tierra.
Capítulo III
Normas ambientales para baterías colectoras y de medición.
Artículo 38º) PAUTAS: En baterías colectoras y de medición deberán seguirse las siguientes pautas
ambientales:
Las baterías colectoras y de medición deberán ser ubicadas en los centros intermedios de operación
que fueran seleccionados acorde a la topografía del terreno procurándose reducir la superficie de los
terrenos afectados por los caminos de acceso y tendido de cañerías de conducción.
Los diseños de las baterías, deben permitir el control y medición de los hidrocarburos líquidos
gaseosos y el agua producida para su tratamiento.
Cuando las bajas producciones no justifiquen la conveniencia económico-operativa de colocar
detectores de agua y sedimentos para el caso de los líquidos producidos y sea necesario separar el agua
libre en el control de cada pozo, la batería deberá tener una pileta recolectora de agua salada,
debidamente impermeabilizada. Esta pileta deberá estar cerrada y tener una succión de fondo
conectada al sistema de bombeo al oleoducto. Se podrán utilizar otros tipos de medición, como la toma
de muestras y análisis en laboratorio en vez de utilizar los separadores de los detectores de agua y
sedimentos.

15

Caso Texaco en Ecuador20
III. LA REALIDAD ACERCA DEL MANEJO DE DESECHOS DE TEXACO EN ECUADOR
En 1964 Texaco empezó sus operaciones de E&P en el área concesionada. La compañía realizó sus
operaciones en Ecuador de un modo que antes utilizó rutinariamente para petróleo y almacenamiento de
desechos, aunque para ese momento dichas piscinas ya habían sido completamente prohibidas (Texas), o al
menos prohibidas en los lugares donde el contenido de estas podría contaminar el agua dulce o el agua
subterránea (Louisiana y California). Estas piscinas antiguas eran directamente excavadas en la tierra; no
contaban con separadores o barreras y no eran cubiertas ni cerradas. Estas piscinas fueron utilizadas para
almacenar fluidos de perforación durante las operaciones de perforación, para el petróleo crudo producido en
la prueba inicial de cada pozo, y para los derivados de éste en cada estación de transferencia.
Texaco perforó aproximadamente 340 pozos en el área de concesión, y cada pozo poseía aproximadamente
dos o cinco piscinas de tierra que fueron usadas para almacenar el lodo de la perforación, el petróleo crudo y
sus derivados necesitados para el mantenimiento del pozo. Estas piscinas precarias también fueron utilizadas
en 18 estaciones de producción, en donde fueron utilizadas para tratar el agua de producción, que es el
primordial desperdicio producido tras el proceso de separación de agua y petróleo, que comúnmente contiene
niveles peligrosos de metales pesados tóxicos (algunos de estos cancerígenos) y petróleo en emulsión, así
como sales y sólidos disueltos. Texaco dirigía el agua producida tras la primera separación petróleo-agua a
las piscinas y entonces la vertía directamente en el suelo y en aguas superficiales. En total, aproximadamente
800 – 1000 de estas precarias piscinas fueron construidas por Texaco en el área de concesión. Estas piscinas
abiertas sin recubrimiento y sin barreras, se derramaron en aguas superficiales y el suelo, filtrándose en el
suelo circundante y agua subterránea.

Ejemplo Nº 4:
Campo Libertador: operado inicialmente por Petroecuador y Edén Yuturi: operado
inicialmente por Occidental
Se observaron una
gran cantidad de
mecheros quemando
gas
rico
a
la
atmósfera y desde
luego
recursos
energéticos
no
renovables.

Mecheros en varias
locaciones operadas
por Petro-amazonas.
20

Análisis Crítico del Caso Texaco: Sumisión 2 - El manejo de desechos de Texaco en Ecuador fue ilegal y violo los
estándares de la industria -Bill Powers, P.E. Mark Quarles, P.G. - 05 de abril de 2006

16

Una antorcha de estas características, quema en una hora lo que un hogar con una familia tipo haría
(en Ecuador) en 6 meses.
La decisión del gobierno ecuatoriano de explotar el Yayuní-ITT es la necesidad de energéticos, sin
embargo cientos de antorchas queman día a día recursos energéticos en una práctica prohibida en
otros países.
Legislación Argentina
Resolución 236/93 - Modificada por Resolución Nº 143/98
Que el aventamiento de gas natural constituye una práctica irracional, provocando el
desaprovechamiento de recursos energéticos no renovables y dañando el medio ambiente.
Que las perspectivas en materia de producción de petróleo, las nuevas utilizaciones del gas natural y
su consecuente mayor valor económico, justifican el dictado de normas reglamentarias tendientes a
lograr el mejor aprovechamiento y conservación del recurso y al mismo tiempo preservar el medio
ambiente.

Legislación Peruana
Decreto 048/ 2009-EM
El venteo de gas natural queda prohibido en todas las actividades de hidrocarburos y constituye una
infracción sancionable por el Organismo Supervisor de la Inversión en Energía y Minería
(Osinergmin).
Se exceptúa de la prohibición el venteo inevitable en casos de contingencia o de emergencia, así como
el venteo operativo calificados como tales por la Dirección General de Hidrocarburos (DGH) del
Ministerio de Energía y Minas, previo informe de Osinergmin.

Ejemplo 5
Edén Yuturi:
inicialmente
Occidental

operado
por

En la comunidad
Kichwa de El Edén, en el
campo Edén-Yuturi, se
observaron los distintos
puntos de
aprovisionamiento de agua
potable que los habitantes
hacen uso. No se
observaron a simple vista
contaminación en la
provisión de pozos
profundos, en tanto que en
las bombas manuales el
agua salía con un notable
color obscuro y olor
característico del agua de

17

formación asociada al petróleo. No se pudieron hacer análisis, y los damnificados manifestaron que
nunca se realizaron.
Dentro del campo Edén-Yuturi se observaron pérdidas de cañerías subterráneas y aéreas de fluidos
no identificados que se dirigían directamente al pequeño río donde personas de la comunidad se
abastece de peces para consumo.
Ejemplo 6
Edén Yuturi: operado inicialmente por Occidental
Dentro del campo El Eden-Yuturi, son comunes las manchas por perdidas de combustible en
los caminos y sitios de instalación de motobombas con una precaria impermeabilización, a pesar de
estar instalados a las orillas de un río.

Legislación Ecuatoriana21
ART. 25.– Manejo y almacenamiento de crudo y/o combustibles.– Para el manejo y almacenamiento
de combustibles y petróleo se cumplirá con lo siguiente:
c) Los tanques o recipientes para combustibles deben cumplir con todas las especificaciones técnicas
y de seguridad industrial del Sistema PETROECUADOR, para evitar evaporación excesiva,
21

Decreto 1215/2001 Capítulo III

18

contaminación, explosión o derrame de combustible. Principalmente se cumplirá la norma NFPA-30
o equivalente;

Legislación Argentina22
Capítulo III: Normas ambientales para baterías colectoras y de medición.
Artículo 38º) Las bombas del sistema de bombeo de líquidos deberán estar dentro de un recinto con
piso impermeabilizado que abarque todas las bases y su colector de derrames conectado al sistema de
drenaje de la batería que le permita captar cualquier derrame que se produzca en su operación y/o sus
reparaciones.

Ejemplo 7
Petroamazonas en su pagina web dice de si misma23:
Petroamazonas EP está avalada con la certificación de gestión de calidad ISO 9001, certificación
ambiental ISO 14001 y de seguridad industrial y salud ocupacional OHSAS 18001, así como con el
aval de la guía de responsabilidad social ISO 26000.

Los incumplimientos observados y especialmente los legales, son considerados por las agencias
certificadoras ISO y OHSAS como Incumplimientos Grado A. Estos incumplimientos pueden
costarle la suspensión o quitarle la certificación, al menos hasta que el grave incumplimiento sea
subsanado.
Algunos incumplimientos a las normas pueden observarse en el siguiente resumen:}
ISO 26001:2010 de Responsabilidad Social Empresaria.


Asistir o ayudar a las organizaciones a establecer, implementar, mantener y mejorar los marcos o
estructuras de RS.



Apoyar a las organizaciones a demostrar su RS mediante una buena respuesta y un efectivo
cumplimiento de compromisos de todos los accionistas y grupos de interés, incluyendo a los
gestores, a quienes quizás recalcará su confidencia y satisfacción; facilitar la comunicación confiable
de los compromisos y actividades relacionadas a RS.



Promover y potenciar una máxima transparencia. El estándar será una herramienta para el desarrollo
de la sustentabilidad de las organizaciones mientras se respetan variadas condiciones relacionadas a
leyes de aguas, costumbre y cultura, ambiente psicológico y económico.



Hacer también un ligero análisis de la factibilidad de la actividad, refiriéndose a los asuntos que
pueden afectar la viabilidad de la actividad y que requieren de consideraciones adicionales por parte
de ISO.

ISO 14001:2004 de Gestión Ambiental
Punto 4.3: Planificación
4.3.2 Requisitos legales y otros requisitos. La organización debe establecer, implementar y mantener
uno o varios procedimientos para:
a) identificar y tener acceso a los requisitos legales aplicables y otros requisitos que la organización
suscriba relacionados con sus aspectos ambientales; y
22

Decreto 2659/1999 - Anexo VII - Normas y procedimientos que regulan la protección ambiental durante las
operaciones de exploración y explotación de hidrocarburos
23
http://www.petroamazonas.gob.ec/perforacion-2/

19

b) determinar como se aplican estos requisitos a sus aspectos ambientales.
La organización debe asegurarse de que estos requisitos legales aplicables y otros requisitos que la
organización suscriba se tengan en cuenta en el establecimiento, implementación y mantenimiento
de su sistema de gestión ambiental."

Punto 4.5: Verificación.
4.5.2 Evaluación del cumplimiento legal.
4.5.2.1 En coherencia con su compromiso de cumplimiento, la organización debe establecer,
implementar y mantener uno o varios procedimientos para evaluar periódicamente el cumplimiento de
los requisitos legales aplicables.
La organización debe mantener los registros de los resultados de las evaluaciones periódicas.
4.5.2.2 La organización debe evaluar el cumplimiento con otros requisitos que suscriba. La
organización puede combinar esta evaluación con la evaluación de cumplimiento legal mencionada en
el apartado 4.5.2.1, o establecer uno o varios procedimientos separado

ISO 9001:2008 de Gestión de Calidad


La norma ISO 9001:2008 requiere que la organización identifique y controle los requisitos legales
y reglamentarios aplicables a sus productos (incluyendo servicios). Es opción de la organización
cómo hacer esto dentro de su Sistema de Gestión de Calidad.



Durante el desarrollo de la ISO 9001:2008, se han considerado las disposiciones de la Norma ISO
14001:2004 para aumentar la compatibilidad de las dos normas en beneficio de la comunidad de
usuarios.



7.2.1: Determinación de los requisitos relacionados con el producto. La organización debe
determinar:

◦ c) Los requisitos legales y reglamentarios relacionados con el producto (o servicio).
◦ Según la tabla de correspondencia entre las normas ISO 9001:2008 e ISO 14001:2004, incluida
en el anexo A, el equivalente del punto 4.3.2 de la ISO 14001 es el punto 7.2.1 y el 5.2 de la ISO
9001.



Por la filosofía de la propia ISO es evidente que no bastará con la determinación puntual de los
requisitos legales, sino que el sistema deberá ser mantenido, o en términos de legislación,
actualizado.



En el punto 4.1: Requisitos generales, la norma nos dice que "La organización debe establecer,
documentar, implementar y mantener un sistema de gestión de la calidad de acuerdo con los
requisitos de esta norma internacional. Por tanto, el sistema establecido para determinar los
requisitos legales deberá permitir una actualización constante.”

Ejemplo 8
El petróleo que se encuentra en el subsuelo es independiente de la topografía, clima y características
de la superficie, por lo que perforar pozos petroleros requiere muchas dificultades para ubicar el
taladro. Este es el caso de buena parte de Ecuador, donde en su superficie selvática deben instalarse
las plataformas de perforación.
Para ello se recurre a la perforación de pozos inclinados que permiten que en una misma plataforma
se puedan tener varias bocas de pozos.
20

Tal es el caso de la Plataforma “A” de del Campo Edén-Yuturi con 32 pozos perforados en una
misma plataforma.
En el caso del parque Yasuní-ITT, Petroamazonas anunció que pretende la perforación de pozos no
solo inclinados, sino dirigidos. Las técnicas de dirección de pozos son altamente riesgosas, ya que a
pesar de las nuevas tecnologías del mercado, existe una posibilidad latente de comunicar
formaciones de hidrocarburos con formaciones de agua dulce.
De existir estas comunicaciones, se producen daños irreversibles y de magnitudes catastróficas,
ya que inmensas formaciones de agua dulce quedarán definitivamente inutilizadas para el consumo
de los seres vivos.
Lo más grave de estas circunstancias es que las manifestaciones de un desastre ambiental en
formaciones profundas, pueden ocurrir ya sea durante la perforación, a los pocos meses de haberla
realizado o varios años después de haber culminado la perforación, en donde los responsables
técnicos y políticos del hecho ya no estarán para responder sobre su actos.
Ejemplo 9
Una de las discusiones que surge sobre la intensión de explotar hidrocarburos en el Yasuní-ITT, es
la relación de superficies afectadas con respecto a la superficie total de parque. No existe una
relación directa con la magnitud de los impactos relacionados con la superficie destinada a la
operación.
Un ejemplo de ello se tiene de manera permanente en las zonas donde existen poliductos. Si bien la
superficie que demanda una cañería es muy pequeña, el impacto que puede ocasionar ante una
rotura puede ser de miles de kilómetros cuadrados. Esto se magnifica si se cuenta con cursos de
agua que sirvan de vector de transporte.

21

Pudimos observar en el Campo Libertador un accidente de un camión transportando combustible
diésel, que afortunadamente no dañó los poliductos en donde impactó, pero su carga se distribuyó
por numerosas hectáreas ayudado por las correntías.
En resumen

24



No se requirió una inspección muy prolongada o en detalle para llegar a conclusiones que el
lector habrá notado a lo largo de los ejemplos vistos en las operaciones de Petroemazonas
EP.



Petroamazonas EP, no solo no está en condiciones legales de operar en Ecuador como lo está
haciendo, sino que tampoco lo puede hacer en otros países, como son los ejemplos de Perú,
Argentina o Colombia.



Estos bajos estándares ambientales de operación, dejan al descubierto una grave falla
sistémica en las estructuras de la empresa que no podrán revertirse en el corto o mediano
plazo. Modificar fallas del sistema en las altas estructuras de una empresa requiere mucho
tiempo y perseverancia. Esto significa cambiar la mentalidad operativa actual por otra
mucho más sustentable, en donde la protección al medio ambiente y la calidad de vida de los
grupos de interés24 (Stakeholders) no sea afectada por su operación.



Como se dijo anteriormente, los impactos ambientales irreversibles se manifiestan sobre los
seres vivos mucho tiempo después de producidos. Por lo que las empresas, los responsables
técnicos y políticos de una operación altamente riesgosa ya no estarán para responder a la
justicia.



Podría verse como desprecio el hecho de que las instalaciones no publiciten debidamente el
posible riesgo que representan, que no tengan medidas protectoras adecuadas y que no se
haya dado información a la población de lo que hay que hacer en caso de un accidente. En
ninguna de las instalaciones visitadas encontramos la información adecuada a la población,
como si su ignorancia fuera parte de una confusa estrategia de minimizar los impactos,
cuando en el fondo esto genera una mayor vulnerabilidad de la población.



La intención del Estado Ecuatoriano de operar dentro del parque Yasuni-ITT con una
empresa como Petroamazonas EP, es una decisión por demás aventurada. Principalmente
por dos razones que se pueden resumir en:


La empresa, con estos estándares de calidad ambiental e incumplimientos legales, no
está en condiciones de operar en ningún sitio del territorio ecuatoriano. Hoy,
Petroamazonas EP, se encuentra operando con altos riesgos ambientales, sociales,
legales y económicos.



La alta sensibilidad del Parque Yasuní-ITT hace que, independientemente de los
estándares y cumplimientos legales, se corra un gravísimo riesgo de consecuencias
impredecibles y de daños irreversibles, si se desea explotar hidrocarburos en la
región.

Stakeholders: El término agrupa a trabajadores, organizaciones sociales, accionistas y proveedores, entre muchos
otros actores clave que se ven afectados por las decisiones de una empresa. Generar confianza con estos es
fundamental para el desarrollo de una organización.

22

4.- Componente social
Así como se visibilizaron importantes carencias en la forma de operación de Petroamazonas EP.,
fueron numerosas las irregularidades observadas en el componente social.
BARRIO 25 DE FEBRERO (LAGO AGRIO)
En la plataforma del pozo Lago Agrio 39, dentro del campo petrolero Lago Agrio, y ubicada en el
barrio '25 de febrero', en la ciudad de Lago Agrio, provincia de Sucumbíos, se han dado numerosas
irregularidades25.
El barrio 25 de febrero, se ubica en la parte sur de la ciudad de Lago Agrio, en él viven en la
actualidad 100 familias, aunque son 270 los socios. Dentro del barrio se encuentran tres pozos
petroleros, el LA 9, el LA 39 y el LA 45.
• El Pozo 9, perforado por la empresa Texaco, tiene una piscina de desechos de crudo
tapada desde donde se encuentra brotando el petróleo. Este pozo fue reactivado hace
unos años porque llegó a producir 10 bpd y actualmente llega a los 100 bpd.
• El pozo 39, perforado por Petroecuador, tenía una piscina de desechos de crudo que
la retiraron durante los trabajos de ampliación de la plataforma.
• El pozo 45, perforado por la empresa estatal Petroecuador, también cuenta con una
piscina de desechos actualmente tapada.
Los 3 pozos están actualmente en funcionamiento y según los habitantes del barrio les han traído
muchos problemas tanto ambientales como a la salud de las familias. Frecuentemente se observa
crudo en los esteros. Afirman que cuando abrieron la carretera apareció un sitio donde brotaba el
crudo formando una poza. Trabajadores de la empresa petrolera retiran el crudo de esa poza con
“bacum” (tanquero) desde hace 3 años. Hay una casa construida encima de la piscina de desechos
de crudo tapada con tierra. Los moradores afirman que en estos momentos se encuentra una niña
con diagnóstico de leucemia y algunos casos de discapacidad. Además se registra afecciones a la
piel, alergias, problemas respiratorios.
Es en esta ubicación, claramente urbana, donde con motivo de nuevas perforaciones Petroamazonas
EP decide la ampliación de una de las plataformas petroleras, la del pozo Lago Agrio 39.
La empresa pública Petroamazonas EP, operadora del Área Lago Agrio desde enero del 2013,
basada en la Licencia Ambiental que el Ministerio del Ambiente le otorgó a Petroproducción el 17
de marzo del 2010 para la fase de desarrollo y producción de los campos Lago Agrio y Guanta,
inició el 7 de junio del 2013 las gestiones correspondientes para que el Ministerio del Ambiente
analice y apruebe la “Reevaluación del Diagnóstico y Plan de Manejo Ambiental del Área Lago
Agrio” para la Ampliación de las plataformas Lago Agrio 39 (perforación de 8 pozos), Lago Agrio
31 (perforación de 8 pozos), Guanta 11 (perforación de 3 pozos), Guanta 45D (perforación de 3
pozos), Guanta 8 (perforación de 3 pozos), Guanta 12 (perforación de 8 pozos) y Habilitación del
Área Centralizada para la Disposición de Lodos y Ripios de perforación del Área Lago Agrio dentro
de la fase de Desarrollo y Producción. La subsecretaría de Calidad Ambiental del Ministerio del
Ambiente otorgó, en noviembre del 2013, la licencia ambiental a Petroamazonas EP, para el
proyecto Reevaluación del Diagnóstico y Plan de Manejo Ambiental del Área Lago Agrio, bloques
56 y 57 y la ampliación de las plataformas antes indicadas.
25

Suárez, W.; Almeida, A. Y Merino, L. Informe de las inspecciones realizadas a la plataforma del pozo Lago Agrio 39
ubicado en la ciudad de Lago Agrio, 17 de enero y 6 de febrero del 2014.

23

Este proceso se ha caracterizado por una serie de irregularidades legales y violaciones a los
derechos de la población del barrio y a la Constitución de la República26.
• El proceso iniciado por la empresa Petroamazonas EP con la intención de perforar 8 nuevos
pozos en el barrio 25 de febrero no respetó el derecho de los moradores a ser previamente
consultados como lo estipula el artículo 398 de la Constitución.
◦ Según la Resolución 848 del Ministerio del Ambiente, basados en el Decreto 1040
publicado en el registro oficial No 332 del 8 de mayo del 2008, se realizó el Proceso de
Participación social para el proyecto Reevaluación del diagnóstico ambiental y Plan de
manejo ambiental del área Lago Agrio bloques 56 y 57. Concretamente se realizó un
taller informativo de presentación pública con fecha 24 de mayo del 2013 en la casa
comunal del barrio 25 de febrero en el campo Lago Agrio.
◦ La Constitución de la República, en el artículo 398 dice que “Toda decisión o
autorización estatal que pueda afectar al ambiente deberá ser consultada a la comunidad
a la cual se informará amplia y oportunamente. ...” Las empresas petroleras para cumplir
con esta disposición de la Constitución, usualmente, como en este caso, utilizan el
decreto 1040 que contiene un reglamento de participación social, no de consulta y que
fue aprobado en mayo del 2008, antes de que entre en vigencia la Constitución actual
(octubre 2008), por lo tanto, el proceso realizado en el Barrio 25 de febrero viola el
derecho constitucional de la comunidad a ser consultada.
• La empresa Petroamazonas EP ocultó información al Comité del Barrio 25 de Febrero pues
propuso la firma de un convenio cuyo objeto era la compensación social por la ejecución del
proyecto “Ampliación de la plataforma del pozo Lago Agrio 39” sin informar que la
intención era perforar nuevos pozos en esa plataforma.
◦ Un mes después del taller informativo de presentación pública, el 30 de junio del 2013,
Petroamazonas EP y el Comité del barrio firman un preacuerdo en el que se fijaron los
rubros de compensación social para el desarrollo del proyecto “Ampliación de la
plataforma del pozo Lago Agrio 39” además se acordó firmar un convenio.
◦ El Convenio de compensación social suscrito entre Petroamazonas EP y el Comité pro
mejoras 25 de febrero para el desarrollo del proyecto “Ampliación de la plataforma del
pozo Lago Agrio 39. Bloque 56”, fue firmado el 26 de agosto del 2013 con el objeto de
establecer la compensación social, por las posibles afectaciones que se causen en
terrenos de propiedad del Comité a consecuencia del proyecto “Ampliación de la
plataforma del pozo Lago Agrio 39” en cumplimiento a lo dispuesto en el preacuerdo
suscrito entre las partes el 30 de junio de 2013.
◦ Como se observa claramente el objeto del Convenio era compensar los posibles daños
por la ampliación de la plataforma, en ningún momento menciona la perforación de 8
nuevos pozos como sí lo estipula el acuerdo 848 del Ministerio del Ambiente en el que
se basó la emisión de la licencia ambiental. Los miembros del barrio afirman que nunca
les avisaron que la plataforma era para perforar nuevos pozos por lo que consideran que
la empresa Petroamazonas EP les engañó.

26

Idem

24

• El ocultar información por parte de Petroamazonas-EP al barrio y firmar el convenio
únicamente con la directiva del Comité, sin la presencia de la asamblea del Barrio, violó el
derecho que tienen los ciudadanos de recibir información veraz, oportuna, verificada y
contextualizada, según el artículo 18 numeral 1 de la Constitución.
◦ Sobre la obligación de las partes, en el convenio consta que Petroamazonas-EP
informará oportunamente al Comité de las actividades hidrocarburíferas a desarrollarse
en su territorio. Sin embargo en el objeto del convenio no menciona ninguna actividad
hidrocarburífera.
◦ El Comité pro mejoras por su parte se obliga a informar a los miembros del contenido
del convenio. Esto significa que el convenio no se firmó en una asamblea en presencia
de la mayoría de la comunidad sino solo con una parte de la directiva lo cual viola el
derecho de los miembros a ser informados completa, veraz y oportunamente.
◦ El convenio estipula que tendrá una vigencia de 2 años contados a partir de su
suscripción, en lo que respecta al cumplimiento de los compromisos adquiridos por parte
de Petroamazonas-EP, pero no explica por qué es necesario ese tiempo si el objeto es
únicamente la ampliación de la plataforma.
• La ampliación de la plataforma que era el objeto del Convenio se inició a finales del 2013 y
se terminó en marzo del 2014, sin embargo el inicio de las obras de compensación no se han
iniciado aún. Esto significaría incumplimiento de contrato por parte de la empresa
Petroamazonas EP.
◦ Dentro de la compensación social por los posibles daños causados por la ampliación de
la plataforma, Petroamazonas EPse comprometió en:
▪ Construcción de una cancha cubierta de uso múltiple de 30x22 m sin graderíos ni
escenario
▪ Construcción de un aula taller de 12x8 m y su equipamiento.
▪ Entrega de insumos y materia prima.
◦ En el Convenio se recalca que las partes declaran entender que el inicio de las obras
detalladas se realizará una vez que se inicie con la ejecución del proyecto por parte de
Petroamazonas EP. La ampliación de la plataforma que era el objeto del Convenio se
inició a finales del 2013 y ya se encuentra terminada, sin embargo el inicio de las obras
de compensación no se han iniciado aún.
• La inclusión en el convenio de una cláusula en la que se indica que es obligación del Comité
no interrumpir ni obstaculizar bajo ningún concepto, los trabajos y actividades que
Petroamazonas EP, sus contratistas o subcontratistas realicen para el desarrollo de los
proyectos, amenaza el derecho constitucional a la resistencia (art. 98).
◦ Esta cláusula amenaza el derecho constitucional a la resistencia (art. 98) porque la
Constitución reconoce que los individuos o los colectivos podrán ejercer el derecho a la
resistencia frente a acciones u omisiones del poder público o de las personas naturales o
jurídicas no estatales que vulneren o puedan vulnerar sus derechos Constitucionales.
Más en este caso que como hemos visto se trata de un convenio engañoso.

25

• El convenio firmado por Petroamazonas EP y el Comité del Barrio es ambiguo,
incomprensible, confuso y engañoso.
◦ La parte más incomprensible del convenio es lo que dice en cuanto a la compensación
social, que menciona que ésta se realiza por todas las actividades hidrocarburíferas
actuales y futuras que Petroamazonas-EP realizará para el desarrollo de “El Proyecto”.
Si vamos nuevamente al objeto del convenio que es la ampliación de la plataforma, no se
entiende de qué actividades hidrocarburíferas están hablando.
◦ Según el Convenio, éste podrá terminar entre otras causas por el cumplimiento del
objeto del convenio. Si tomamos en cuenta que según el convenio el objeto es la
ampliación de la plataforma, ésta ya se encuentra ampliada, por lo tanto se debería
terminar el convenio, pero como no lo han ejecutado habría un incumplimiento del
convenio por parte de Petroamazonas-EP.
◦ Según el diccionario la palabra 'Ampliación' significa aumento del tamaño, la intensidad
o la duración de una cosa27. Este concepto fue lo que entendió la comunidad y nadie le
explicó cuáles eran las verdaderas intenciones de la empresa.
• Según el artículo 68 literal b) del Reglamento Ambiental para operaciones hidrocarburíferas
en el Ecuador, Decreto 1215, es prohibido la perforación de nuevos pozos en las áreas
urbanas como es el caso de la plataforma Lago Agrio 39 que se encuentra dentro de un
centro poblado, en este caso un barrio urbano de la ciudad de Lago Agrio.
◦ La plataforma del pozo Lago Agrio 39 se encuentra dentro del perímetro del barrio 25 de
febrero, en la ciudad de Nueva Loja o Lago Agrio. Las coordenadas de la plataforma
Lago Agrio 39 son: X 291186 Y 10008051.
◦ Según el decreto ejecutivo N° 472 del 13 de septiembre del 2010 que especifica que
entrará en vigencia a partir de la fecha de la firma sin perjuicio de su publicación en el
Registro Oficial, y que reforma el Reglamento Sustitutivo al Reglamento Ambiental para
las Operaciones Hidrocarburíferas en el Ecuador, expedido mediante Decreto Ejecutivo
N° 1215 publicado en el Registro Oficial 265 de fecha 13 de febrero del 2001, en el
artículo 2 dice: Sustitúyase el literal b) del artículo 68 por el siguiente: Art.- 68: “b)
Distancia a centros poblados.- Las nuevas infraestructuras de industrialización deberán
construirse en sitios distantes de los centros poblados y demás lugares públicos y/o
comunitarios; la distancia de seguridad apropiada será determinada por la Autoridad
Ambiental Nacional, que sustentará sus decisiones con los correspondientes informes
técnicos que se realice para el efecto”. Según este artículo queda claro que el proyecto
de perforación de 8 pozos nuevos en la plataforma Lago Agrio 39 está prohibida
completamente por encontrarse dentro de un centro poblado, en este caso un barrio
urbano de la ciudad de Lago Agrio.
◦ El literal b del artículo 68 del decreto 1215 originalmente decía que “las nuevas
infraestructuras de industrialización deberán construirse en sitios distantes por lo
menos diez kilómetros de los centros poblados y demás lugares públicos y/o
comunitarios”. Es importante recalcar que tanto el texto original como el reformado
hacen referencia de que las nuevas infraestructuras petroleras deberán estar distantes a
27

Diccionario Manual de la Lengua Española Vox. © 2007 Larousse Editorial, S.L.
26

sitios poblados por lo tanto no cabe la posibilidad de que se pueda construir esta
infraestructura dentro de estas zonas, aun con un informe técnico favorable.
• Petroamazonas EP además, al ampliar el área, ocupó una de las tres áreas verdes
municipales del barrio sin contar con el permiso del Municipio para realizar las obras.
◦ Esta irregularidad detectada en este proceso fue confirmada por los propios funcionarios
de Petroamazonas EP, la empresa no cuenta con el respectivo permiso. Esta empresa
además compró una manzana de viviendas.
• Todas estas irregularidades, violaciones a derechos, a la Constitución, a las leyes y
reglamentos, son causales para que Petroamazonas EP pierda su acreditación internacional
en el ISO 9001, que es una certificación sobre garantías de cumplimiento de la ley en
materia ambiental y social.
Los testimonios de los moradores del barrio no dejan lugar a dudas:
• “Realizamos una acción de protesta, por que nunca se nos dio a conocer sobre la
perforación de nuevos pozos petroleros, solamente nos dijeron que era la ampliación de la
plataforma.”
• “Nos preocupa la colocación de mecheros porque hay poca distancia a nuestras viviendas,
hay desde 15, 20, 30, 50 metros.”
• “La empresa compro los predios a 14 familias, los que tenían casa les pagaron 18 mil
dólares, varios se fueron otros compraron solares en el mismo barrio.”
• “Nos ofrecieron firmar un convenio pero no sabemos si firmó la directiva, no se lo ha hecho
de forma pública con conocimiento de todos los socios”.
• “El taladro está por llegar y nos va a perjudicar con el ruido de las máquinas”.
• “El barrio no tiene ningún beneficio por el funcionamiento de los tres pozos petroleros ni
tendrá con nuevas perforaciones”.
• “Las mujeres hemos sido amenazadas con botar a nuestros maridos del trabajo y nos han
traído más conflictos a los hogares.”
• “Por la zona circulan varios vehículos pesados que ponen en riesgo la seguridad
principalmente de los niños y que deterioran la vía”
• “Si esto se declara zona petrolera que se nos indemnice para que salgamos de la zona. No
queremos el “barrio del milenio” queremos salir de aquí porque conocemos lo que significa
la contaminación”
• “El agua nos toca comprar, no podemos hacer pozos. Varias veces han ido a hacer análisis
y dicen que sólo tienen heces fecales. Alrededor del pozo 45 empieza a correr agua de color
rojizo”
En la reunión realizada el 17 de marzo del 2014, en el barrio 25 de febrero, con presencia de los
socios, autoridades (Gobernador encargado, Director del MIDUVI, funcionarios de Ecuador
Estratégico) y representantes de la empresa, los moradores manifestaron que el convenio se anuló y
que la presidenta del barrio fue destituida de su cargo por esa irregularidad, a lo que el gobernador
encargado respondería: “nos guste o no nos guste es la presidenta y es un documento firmado”. Al
parecer el documento firmado es más importante que la Constitución del Ecuador, como muestra de
la presión de las autoridades para desconocer las irregularidades cometidas por Petroamazonas EP.
En esa reunión, el responsable de relaciones comunitarias de Petroamazonas EP manifestaría que
27

“hemos heredado las responsabilidades” e invitó a la población del barrio a formar una comisión
que visite los campos antiguos de Petroamazonas EP.
EDÉN (ORELLANA)
La visita a Edén realizada por esta comisión constató, en el ámbito social, el malestar de los
comuneros, quienes habían escrito una carta a la empresa, el 11 de marzo del 2014, con copia al
Presidente de la República Rafael Correa y al Ministro de Recursos no renovables, sobre los graves
inconvenientes y desacuerdos con la empresa Petroamazonas EP.
Según testimonios de la dirigencia, Petroamazonas ocupa de entre 270 a 300 Has de un total de
24.333 Has comunitarias, alrededor del 1,23% del territorio indígena. Al parecer los cerca de 483
pozos perforados (siempre según fuentes de la dirigencia) en 16 plataformas equivalen a casi dos
pozos por familia, pues existen 83 familias en Edén, 60 en Sani Isla, 28 en Centro Yuturi y 60 en
San Roque (total de 231 familias).
Dichos dirigentes supieron manifestar que el agua sucia sale a unas piscinas de barro cubiertas de
geomembrana (2-3 piscinas por plataforma), pero que algunas de ellas se han desbordado con las
abundantes lluvias propias de la zona y que sólo desde hace 2-3 años están reinyectando, pues antes
un tanquero regaba en la vía. Ahora dicen que supuestamente “neutralizan y de ahí mandan al río”.
Petroamazonas entró en el 2006.
Refirieron que a pesar de que las instalaciones se extienden a un 1% de su territorio, el impacto va
mucho más allá, pues ya no hay animales cerca de las plataformas, posiblemente por el ruido, el
mono tití casi no se le ve y la ardilla ha desaparecido completamente. Guatusa, aves, perdiz,
guanganas, sajino, venado y monos, ya no hay. Mencionando que a los dos años de los estudios de
impacto ambiental ya no existen los animales que dijeron existir. Mientras que en el mechero los
insectos se mueren a millares.

Fuente: Imagen de Google Earth Plataforma de El Edén con identificación de mecheros y
piscinas

28

El agua de consumo manifestaron que se extrae de un pozo de 20m de profundidad al que nunca se
le han hecho análisis, o con los que ellos no cuentan, y que el agua de sus pozos es un agua
amarillenta que huele a óxido y que a veces cuenta con una capa de aceite encima y que tienen que
hervir porque les produce diarreas.
Sin embargo se quejan de que la presencia petrolera lo que ha ocasionado ha sido una profunda
desunión en la que los elementos culturales se ven afectados:
• “Estamos divididos por familias, ya no hay la misma conversación, se pelea por los puestos
de trabajo.”


“En lo económico hay diferencias, no hay igualdad.”



“La cultura se ha perdido, los bailes, la música, la comida, el idioma,...”

El irrespeto a los acuerdos comunitarios
Los acuerdos que motivaron la carta de protesta al Presidente de la República mencionan que:
El acuerdo que la comunidad firmó con Occidental en el 2001, tenía de duración hasta el 22 de
junio del 2019. Cuando Occidental sale, Petroecuador firma en el 2008 un nuevo acuerdo que
respeta lo firmado por Occidental y la fecha de terminación del mismo, sin embargo
Petroamazonas, al hacerse cargo del bloque desconoció los acuerdos firmados.
En la mencionada carta, bajo el título: “INCUMPLIMIENTO DE CONVENIO FIRMADO CON
OCCIDENTAL, LUEGO CON PETROPRODUCCIÓN Y HOY CON PETROAMAZONAS” se
relatan los siguientes:
1. Se ha desconocido el fondo para becas en estudios secundarios y superiores y solo da a una
familia, generando divisiones.
2. El fondo para transporte de los niños y adolescentes al colegio y escuela no se ha reconocido
desde 2006.
3. El reemplazo de motores Yamaha 85 cada 5 años para el transporte de los niños a la escuela,
tampoco se cumple desde el 2006.
4. No se ha dado el fondo para desarrollo agropecuario y acopio de productos.
5. No se ha construido el centro de acopio que estaba acordado.
6. Ni se entregan los 6.000USD/año para movilización de directiva.
7. La empresa adeuda 17.000USD a la comunidad por mantenimiento de derecho de vía,
locaciones y oleoducto.
8. En el Convenio se hablaba de 10 pozos por plataforma, cuando se han perforado entre 20-28
por plataforma (33 en la A).
Los dirigentes mencionan también cómo la empresa Petroamazonas, el 14 de agosto de 2012, sin
consentimiento de la comunidad, firmó un “Convenio de indemnización y compensación social”
con un dirigente, lo que le invalida según la ley de Comunas y la Constitución del Ecuador. Señalan
además que a pesar de que el acuerdo es ilegal, tampoco han cumplido lo que ellos se
comprometieron, a saber:
1.
2.
3.
4.

Devolución de los 19.000USD del convenio para capacitación de 5 choferes.
Construcción de cabaña turística
El programa de capacitaciones se ha cumplido a medias.
Financiamiento de un turno Edén Coca y regreso, 4 veces al mes.
29

5. Financiamiento de un turno en canoa voladora Edén Coca y regreso, 4 veces al mes.
6. Conexión eléctrica para la comunidad.
7. Incumplimiento de proyectos de Ecuador Estratégico y Ciudad del Milenio.
8. Construcción de un puerto de embarque y malecón.
9. La empresa amplía las plataformas sin pedir ni consultar a la comunidad.
10. No pagan los servicios puntuales durante meses, sea en transporte fluvial o terrestre.
11. No han pagado a la comunidad por prestación de servicios del camión de basura
12. No se realizan mesas de consulta o diálogo con la comunidad.
13. Han desfinanciado a la fundación “El Edén”, que presta los servicios de transporte a los
niños porque adeudan el alquiler de donde se paga a los profesores.
14. No admiten subir el precio de 7000 USD a 12.000USD cuando a otras empresas por el
mismo servicio pagan 20.000USD.
Por todo ello, en la carta saben manifestar que se está violando:
A) La Declaración de las Naciones Unidas sobre los derechos de los pueblos indígenas en sus
artículos 9, 10, 19, 25, 28 30 y 32.
B) La Constitución del Ecuador en sus artículos: 57 (en los numerales 4, 5, 7, 11 y 20) y el Art. 60
La carta es firmada por 8 dirigentes de la Comuna El Edén.
En resumen


Petroamazonas EP viola la Constitución de Ecuador al no respetar el derecho de los
moradores del barrio 25 de febrero a ser previamente consultados como lo estipula el
artículo 398 de la Constitución, y al prohibir que la población proteste si hay desacuerdos
(Art. 98).



Petroamazonas EP viola el Reglamento Ambiental para operaciones hidrocarburíferas al irse
contra el art. 68 numeral b del decreto 1215, que prohíbe la perforación de nuevos pozos en
áreas urbanas.



Petroamazonas EP viola las ordenanzas municipales, al ocupar una de las áreas verdes sin
permiso municipal.



Petroamazonas EP, mintió, engañó y manipuló para firmar un convenio al ocultar
información al barrio 25 de febrero para que la población no supiera que lo que se quería
eran perforar 8 pozos más en área urbana. La firma del convenio se hace a escondidas y sin
informar a la población del objetivo real y con términos de acuerdo engañosos, desde los
plazos.



Petroamazonas EP, incumple los acuerdos firmados por aquellas organizaciones que habían
negociado convenios por el alto grado de afectación, como ocurre en el campo Edén-Yuturi
con la comunidad el Edén. La falta de respuesta oportuna compromete las dinámicas de
desarrollo “emprendidas y acordadas” por las comunidades y que son desconocidas e
incumplidas por la empresa.



Todas estas irregularidades y violaciones a derechos, a la Constitución, a las leyes,
reglamentos y acuerdos son causales para que Petroamazonas EP pierda su acreditación
internacional en el ISO 9001.

30

5.- Contingencias-emergencias: Los limites tecnológicos en la industria
petrolera, el caso Petroamazonas EP
La industria petrolera es una actividad de alto impacto ambiental, teniendo en cuenta que su
intervención no solo es superficial sino que se centra en la explotación del subsuelo adhiriendo a
sus análisis variables ambientales como las aguas subterráneas y la permeabilidad de las
formaciones geológicas entre otros; a lo que también hay que agregar la alta toxicidad de los
componentes químicos del petróleo.
En ese sentido, los avances tecnológicos en los mecanismos de producción y seguridad industrial,
tienden a minimizar la capacidad de riesgo inherente a la actividad petrolera, pero no desaparece la
posibilidad de contingencias en las distintas etapas de extracción.
Prueba de ello, es que las petroleras más poderosas del mundo han tenido emergencias en sus
operaciones con impactos lesivos para los ecosistemas terrestres y marinos del mundo. Un ejemplo
es la British Petroleum Company (BP) siendo una de las multinacionales petroleras de mayor poder
del mundo en adopción tecnológica y con ventas hasta por 375 mil millones de dólares al año 28
tuvo una enorme contingencia en el Golfo de México por una fuga en uno de sus buques
contenedores que causó un desastre mundial generando costos en remediación por 24 mil millones
de euros para la empresa y una huella ecológica para los sistemas marinos enorme.
Podríamos decir entonces que la tecnología tiende a minimizar el riesgo pero que el riesgo se
mantiene, y que no solo se soporta en la capacidad tecnológica de la empresa sino en los estándares
de funcionamiento para usarla. En la posibilidad de explotar el Yasuní se ha mencionado que la
tecnología de punta evitaría un área mayor de intervención y que ello garantizaría la sostenibilidad
del parque, dicho planteamiento desconoce que hay una posibilidad alta de que se generen
contingencias inherentes a la actividad petrolera.
Derrames en el Ecuador

Gráfico: Historia de derrames de petróleo en Ecuador desde la inauguración del Sote en 1972. Fuente:
Elcomercio.com

El periódico el Comercio el 9 de Junio del 2013 cita un informe oficial que contabiliza los derrames
históricos en Ecuador desde 1972 hasta el 2009:
28

http://www.bp.com/es_es/spain/conozca-bp/grupo-bp-en-cifras.html

31

“Según el Ministerio del Ambiente (MAE), desde 1967 (cuando se descubrieron los primeros
pozos petroleros en la Amazonía) hasta el 2009, se han registrado 794 derrames de crudo y
agua de formación solo en las provincias de Orellana y Sucumbíos. El agua de formación es
un fluido altamente contaminante que sale con el petróleo y debería ser reinyectado al
subsuelo.
Esto ha representado un derramamiento de más de 725.000 barriles de petróleo y agua de
formación en los ríos y la tierra de la Amazonía y las provincias de Esmeraldas y Santo
Domingo.
Aún no hay cifras actualizadas de los derrames registrados entre el 2010 y el 2013. Pero en
ese último período se han dado dos incidentes relevantes.
El primero del Oleoducto de Crudos Pesados (OCP) de 5.500 barriles en Esmeraldas en abril
pasado y 11. 000 barriles la semana pasada en el Sistema de Oleoducto Transecuatoriano
(Sote).
Este tipo de derrames ha causado daños a la propiedad privada de los pobladores de la zona,
contaminación de cultivos, muerte de animales domésticos de granja, impacto en la calidad de
agua, deterioro en la calidad de los suelos y pérdida en la productividad, entre otros, según el
MAE. Aunque la entidad no tiene contabilizadas cuántas personas han enfrentado esta
contaminación, tiene en sus registros que fueron dañados cerca de 2,3 millones de metros
cuadrados. Es decir, una superficie equivalente a 300 veces el estadio Olímpico Atahualpa.”
Si estos son los derrames que oficialmente se documentan, podríamos confirmar que son muchos
más teniendo en cuenta que la gran mayoría de contingencias pasan desapercibidos de la opinión
pública y más aun de los medios de comunicación teniendo en cuenta que la producción petrolera
en muchas ocasiones se encuentran en zonas aisladas y poco pobladas, de difícil acceso.
En varias noticias de medios nacionales, se hace referencia a que la densidad de los derrames tiene
relación con la edad del Sistema de Oleoductos Transecuatoriano (SOTE), que atraviesa la cuenca
del Río Napo y que hace parte de la cadena de transporte de la posible explotación del Parque
Yasuní, lo que no solo demuestra que el proyecto de su explotación tiene una alta probabilidad de
contingencias sino que tiende a aumentar el riesgo ya existente históricamente, debido al aumento
de presión sobre esta plataforma de transporte.
Estos derrames que se concentran en la Amazonia ecuatoriana demuestran que existe una constante
histórica derivada de este tipo de accidentes y que su impacto en la transformación de los
ecosistemas amazónicos aun es desconocido y por ende, no ha sido cuantificada la degradación
ambiental causada por la industria durante sus años de operación, teniendo en cuenta que las
implicaciones ambientales de un derrame depende de varios factores como:
-

Las resiliencia y susceptibilidad del ecosistema intervenido
Las condiciones climáticas presentes en el momento del derrame
Las características y volumen del petróleo expuesto en la contingencia
El tiempo de propagación y mecanismo de atención de dicha contingencia.

Teniendo en cuenta el grado de especificidad de cada uno de estas determinantes, se puede asegurar
que aún se desconoce en términos cuantitativos e incluso cualitativos de cuál ha sido el legado
ambiental de la extracción de petróleo de la Amazonía con relación a las numerosas contingencias
32

del presente y del pasado.
El caso de Petroamazonas EP
En la visita de la inspección realizada a los campos de Petroamazonas que realizamos como parte de
una comisión técnica convocada por la red Oilwatch, tuvimos la oportunidad de verificar en campo
las condiciones técnicas de las distintas operaciones de dicha empresa y de entrevistarnos con
pobladores locales de las zonas de influencia.
En el campo Libertador por ejemplo, las comunidades locales denunciaban que el volumen de
derrames era de uno por semana, debido a la precaria condición de los estándares de calidad de la
operación industrial y la corrosión y exposición superficial de los sistemas de transporte que
interconectan el campo.
Foto: Laguna
de oxidación
sin
recubrimiento,
ni
geomembrana.

Foto
2:
Sistemas
de
transporte
expuestos en la
superficie con
procesos
de
corrosión.

Teniendo en cuenta que en estos campos se viene heredando la misma infraestructura de empresas
33

petroleras que venían operando en dichos yacimientos y que fueron revertidos a Petroamazona, su
gestión de riesgo debería ser más cuidadosa y detallada teniendo en cuenta el desgaste natural de los
sistemas de transporte.
Además de ello, al hacer un análisis de las contingencias descritas en los medios de comunicación
nacional desde el 2010 hasta el 2013 encontramos que la mayoría de derrames terminan por
intervenir cuerpos de agua con implicaciones hidrobiológicas desconocidas y para los cuales no
existe un modelo de seguimiento a los procesos de bioremedación:
Fecha Bloque/ Pozo
25/02/
2009 Río Coca
16/06/
2010 Bloque 15
25/01/
2012 Bloque 21
13/04/
2012 Tetete
30/05/
2012 Shushufindi
08/06/
2012 Drago
08/06/ Entrada P.
2012 Nal. Cotopaxi
08/04/
2013 Esmeraldas
17/05/
2013 Esmeraldas

31/05/
2013 Río Napo
04/06/
2013 El reventador
13/12/
2013 Drago
14/03/
2014 Dureno

Descripción
Se declaró en emergencia a Coca por la contaminación por petróleo del río
del cual toma su nombre, causada por el derrame de OCP en Santa Rosa,
cantón Chaco.
En la Estación Palmar Oeste del Bloque 15, ubicada en la provincia de
Sucumbíos, se produjo una fuga de fluido de producción a causa de un
agujero en una tubería enterrada de 8 pulgadas
El derrame ocurrió en la cabecera del río Canambu, donde se encuentra la
comunidad del mismo nombre, en la parroquia Chonta Punta, del Cantón
Tena, provincia de Napo. El río Conambu desemboca en el río Napo.
El problema sucedió por la ruptura de una tubería dentro del campo.
Aproximadamente 40 barriles de petróleo se filtraron hacia un estero que
desemboca en el Río Ucano
Se produjo un derrame en el campo Shushufindi, por el cambio de
tuberías. Técnicos de Petroecuador, que pidieron no ser citados, dieron a
conocer ayer el hecho.
Se derramaron tres galones de crudo por cambios de tubería.
El kilómetro 44 de la vía Quito-Ambato, en el poliducto que transporta
gasolina extra, súper y diésel entre las dos ciudades.
Una rotura en el Oleoducto de Crudos Pesados (OCP) de Ecuador produjo
hoy un vertido de crudo en el estero Wincheles, que contaminó un área
agrícola y ganadera de la provincia costera de Esmeraldas (noroeste).
Se habría fisurado una de las mangueras que abastece a los barcos
petroleros desde la Refinería de Esmeraldas.
Una mancha de petróleo de aproximadamente 25 kilómetros se extiende
en estos momentos por el río Coca. A la altura de Puerto Francisco de
Orellana, este se une con el río Napo, que continúa llevando el crudo
derramado por la rotura del Sistema de Oleoducto Transecuatoriano
(SOTE).
Derrame del Sistema de Oleoducto Transecuatoriano (SOTE) por el
deslave, en el sector El Reventador, recorrió el río Coca y llegó hasta el
río Napo, que traspasa toda la jurisdicción de Orellana.
Alrededor de diez familias resultaron afectadas por un derrame de
petróleo que se registró cerca de la precooperativa Nueva Esmeraldas,
cantón Shushufindi, provincia de Sucumbíos, a consecuencia de la rotura
del tubo que procede del pozo Drago.
Un tanquero con 10 mil galones de diésel se accidentó ayer en el
kilómetro 24 de la vía Nueva Loja-Dureno, en Sucumbíos.
34

Tabla: Derrames de la empresa Petroamazonas ocurridos en los últimos dos años. Gráfico:
Autor.
Podemos entonces concluir en resumen que:
Ni los estándares requeridos en la industria petrolera en Ecuador, ni el nivel tecnológico de
Petroamazonas pueden garantizar que no vaya a existir una contingencia que genere impactos
profundos en el Yasuní ITT debido a tres factores:
1. El riesgo inherente a la industria petrolera, independientemente de su capacidad tecnológica.
2. En Ecuador existe históricamente derrames con frecuencia en los campos existentes, sin que
haya avanzado en cuantificar su impacto en el ecosistema amazónico.
3. Los campos de Petroamazonas EP, debido a la falta de mantenimiento de la infraestructura
heredada, entre otras causas, ha generado una gran cantidad de contingencias en la
Amazonía ecuatoriana.

35

6.- La complejidad ecosistémica del Yasuní: Más allá del 1 x 1000
Centrar el debate sobre viabilizar la intervención del parque Yasuní ITT en una simple relación de
superficie; no solamente carece de todo fundamento técnico, sino que además desconoce el
funcionamiento de los sistemas naturales, su complejidad e interdependencia de las relaciones
naturales entre las comunidades biológicas y las condiciones biofísicas del medio.
Partamos de un modelo básico de gestión de riesgo para analizar los factores que inciden en la
posibilidad de cuantificar la intervención del parque Yasuní ITT por la actividad petrolera:
Riesgo = Amenaza x Vulnerabilidad
Si tenemos en cuenta que la vulnerabilidad de un sistema natural depende de otros factores más
específicos encontramos que:
Riesgo= Amenaza x Exposición x Susceptibilidad / Resiliencia29
Exposición: es la condición de desventaja debido a la ubicación, posición del sistema expuesto al
riesgo.
Susceptibilidad: el grado de fragilidad interna del sistema para enfrentar una amenaza y recibir un
posible impacto debido a la ocurrencia de un evento adverso.
Resiliencia: es la capacidad de un sistema expuesto a una amenaza para resistir, absorber, adaptarse
y recuperarse de sus efectos de manera oportuna y eficaz, lo que incluye la preservación y la
restauración de sus estructuras y funciones básicas.
En este modelo, el área directa de intervención es solo uno de los factores que define la
exposición del sistema natural, pero que es insuficiente para cuantificar los posibles impactos
ambientales que cause la actividad petrolera.
Esta actividad la comprenderemos en este modelo, como una amenaza antrópica contaminante de
alto impacto, no solo por sus efectos naturales en las diferentes etapas productivas sino por el alto
riesgo de que ocurra una contingencia que amplifique el deterioro de los ecosistemas expuestos a
dicha intervención.
En ese sentido, hay que reconocer que el territorio del Yasuni ITT tiene una alta biodiversidad
producto de un entramado de relaciones ecológicas e incluso culturales teniendo en cuenta que los
pueblos aislados que la habitan son parte del ecosistema. Por lo que describiremos algunas líneas
generales en las que reposa su resiliencia y su susceptibilidad como factores de análisis ambiental.
La resiliencia del Yasuní ITT
La humedad siempre está relacionada con la biodiversidad, esta zona tropical de la Amazonia
ecuatoriana es refugio de pleistoceno donde se encuentran diversas geo-formas del agua que
permiten mantener la permeabilidad de los sistemas naturales, no solamente por la red hídrica
compuesta principalmente por la cuenca del Napo, sino por diversos acuíferos libres que se
29

[1] UNISDR, Terminología sobre Reducción de Riesgo de Desastres 2009 para los conceptos de Amenaza,
vulnerabilidad y riesgo.

36

recargan en el piedemonte amazónico y por cuerpos de agua lénticos que amortiguan los cambios
estacionarios.
Es en el agua y su función reguladora en el territorio donde en gran medida se soporta la resiliencia
de ecosistemas naturales del Yasuni ITT y que se constituyen en un proceso histórico mega diverso
en paisajes bioclimáticos, en donde resaltan las llanuras inundables del Napo.
Cuando revisamos las condiciones previstas en la explotación petrolera del Yasuní encontramos un
corte de agua del 80% que va a ir creciendo en la medida que se extienda la producción en el
tiempo:

Gráfico: Relación agua- petróleo en el campo 31. Fuente: Argumentos para la moratoria del
proyecto ITT.
Teniendo en cuenta que estos yacimientos son de empuje de agua, hay factores hidrodinámicos que
alteran el ciclo del agua en esta eco-región debido a que el agua extraída y asociada con el petróleo
se proyecta a ser reinyectada en otras formaciones distintas a la original, lo que puede generar
infiltraciones de agua residual en formaciones en donde existan acuíferos de agua dulce mucho más
superficiales.
Por otra parte las plataformas se vienen planificando para su instalación en las selvas húmedas de la
cuenca del Napo, zona determinante en las relaciones mutuales de las comunidades biológicas
debido a la presencia de esteros, pocetas y lagunas.
Así lo reafirman diversos científicos que por medio de un informe notificaron a los presidentes de
Brasil y Ecuador en el 2004, haciendo referencia a los impactos por un proyecto vial y describen el
Yasuní de la siguiente manera:
“El Parque Nacional Yasuní protege excepcionalmente altos niveles de biodiversidad dentro
de varios grupos taxonómicos. Los científicos han documentado números muy altos de
especies y de ellas dentro de áreas con tamaños particulares (diversidad alfa). Notablemente
se han registrado estadísticas elevadas para árboles, arbustos, plantas epífitas, anfibios,
37

peces de agua dulce, aves, murciélagos e insectos. Reflejando su riqueza biológica, el Fondo
Mundial para la Vida Silvestre ha declarado a esta región – “Las selvas húmedas del Napo”
- una de las 200 áreas más importantes para proteger en el mundo (una Ecoregión de
Prioridad 200 para la Conservación Global).”30
Las intervenciones en el ciclo del agua aumentan exponencialmente la posibilidad de daño
ambiental y disminuyen la capacidad de regeneración natural de los sistemas naturales afectando a
su vez la capacidad de resiliencia del Yasuní ITT frente a otros impactos relacionados con su
explotación.
La susceptibilidad del Yasuní ITT.
Es el ecosistema más biodiverso del mundo, dicha caracterización ha sido reafirmada una y otra vez
por toda la comunidad científica a nivel mundial. Así lo describe Renato Valencia en el periódico el
Universo:
“En las 50 hectáreas del Yasuní y en una parcela similar en Malasia existen más especies que
en todo EE.UU. y Canadá. Pero hay un aspecto en el bosque Yasuní que lo hace aún más
enigmático para la ciencia: la inmensa concentración de especies por hectárea. En Yasuní
crecen en promedio 650 por hectárea, una cifra que no tiene parangón en el planeta. Esto
origina una compleja red de interacciones que sostiene a decenas de miles de otras especies
(insectos, animales y plantas). En un solo árbol, el científico Terry Erwin ha estimado que
pueden existir más de mil especies de insectos.”31
El ejemplo documentado por Terry Erwin del árbol, demuestra que las relaciones de las
comunidades biológicas no son planas, sino que son complejas y constituyen en si un ecosistema
interdependiente sumamente dinámico y frágil a todo tipo de intervención.
La biodiversidad es amplia por hectárea, pero a su vez con una baja densidad que se demuestra en
que las especies tienen una limitada población por hectárea. Una intervención o contingencia en un
área específica, puede generar impactos irremediables en estas comunidades, alcanzando incluso la
desaparición de comunidades solo existentes en este territorio.
Además existen especies como la Nutria gigante (Pteronura brasiliensis) y el Manatí Amazónico
(Trichechus inunguis), el puma (Puma concolor), el tapir amazónico (Tapirus terrestris), entre otros,
en peligro de extinción y que se encuentran en el Convenio sobre el Tráfico Internacional de
Especies Animales y Vegetales en Peligro de Extinción (CITES).
En la reciente crisis de sequía en Colombia, en los Llanos Orientales, se ha identificado como
causante de esta sequía la actividad petrolera por el fenómeno del hidrodinamismo. Este fenómeno
consiste en que al extraer el crudo del subsuelo y eliminar las aguas de formación a ríos o a otras
locaciones y no en los lugares de origen, este espacio tiende a ser ocupado por el agua superficial y
esto explica que las aguas superficiales disminuyan notablemente y se den sequías como la actual
de los Llanos Orientales. El Hidrodinamismo es el proceso por el cual los yacimientos se recargan
de agua dulce procedente de la superficie para mantener la presión de los yacimientos 32. Esta
30

Carta de Científicos preocupados por el Yasuní, 2004 http://www.amazoniaporlavida.org/es/files/yasuni_letteresp.pdf
31
http://www.eluniverso.com/vida-estilo/2013/09/15/nota/1439926/biodiversidad-yasuni-encierra-millones-anosevolucion
32
Oscar Vanegas, 2014, en http://www.frequency.com/video/oscar-vanegas-e-hidrodinamismo/120336501

38

situación, en el Parque Yasuní, de darse, sería de una gravedad extrema.
En resumen:
• Hacer referencia a una relación de superficie (1x 1000) y partir de allí para cuantificar el
riesgo ambiental es errado, en la medida que desconoce el funcionamiento de los sistemas
naturales y sus relaciones mutuales e interdependientes.


Ecuador tiene una enorme posibilidad en el cuidado y preservación del Yasuní-ITT para
otras formas de integración territorial teniendo en cuenta su condición científica, social y
cultural, que no están relacionadas con la industria extractiva del petróleo y que permiten
privilegiar el territorio para el agua, su ordenador natural y para la conservación de la vida
de sus especies.



No existe bajo ningún motivo o concepto, tecnología de punta que garantice que la
explotación petrolera dejará intacto el 99% (peor el 99,9%) del parque, por el contrario, la
susceptibilidad del ecosistema selvático y su poca capacidad de resiliencia debida a la
misma dinámica de extracción puede generar impactos permanentes en el territorio con una
huella ecológica irremediable.

39

7.-Valoración económica del proyecto: Restando y multiplicando
Horizontes apocalípticos pintados por expertos (contratados por las empresas petroleras) parten de
premisas maniqueas, diciendo cosas como: “la sociedad está acostumbrada (y depende) de una
fuente de energía abundante y económica” o, pintando panoramas estadísticos, proyectando un
futuro espeluznante de irracional consumo, como “la gran oportunidad del negocio”.
Habría que decir primero, que la sociedad no construyó, por sí y ante sí, la matriz energética
dependiente de los hidrocarburos y segundo, no contaron con la inminente toma de conciencia de
los pueblos respecto del camino en el que nos embarcaron. Lo cierto es que hasta el día de hoy, al
parecer, no encuentran otra fuente de energía abundante, barata y fácil de manejar, que sustituya el
negocio de los hidrocarburos altamente rentables para el sustento de los países con economías más
desarrolladas y sus intermediarios.
En la línea de la “gran oportunidad del negocio” podemos afirmar que se están manipulando las
cifras recurriendo a técnicas muy “futuristas”, costosas, riesgosas y sobretodo en experimentación
que aún no llegan al Ecuador, si se tratara del argot político, se calificarían de demagógicas.
El 28/08/2013, el diario El Comercio recogió las declaración de Pedro Merizalde, para ese entonces
Ministro de Recursos no Renovables, informando, que se iban a recuperar el 90% de las reservas
existentes en los campos conocidos como ITT (Ishpingo, Tambococha y Tipuniti) localizados en la
Amazonía ecuatoriana; calificando además, que este es un escenario medio (el alto pasaría del
100% seguramente). Recordemos que las reservas probadas en dichos campos ascienden a 919,7
millones de barriles, según la misma fuente, sustentados en los estudios de la empresa francesa
Beicip, de triste recordación en la Refinería de Esmeraldas.
Si alguien tiene la curiosidad de verificar los datos y contrastar con las prácticas, podríamos decir
que están equivocados de la A a la Z y porque: cuando se dice “extraer un 90% de las reservas de
petróleo” simplemente es demagógico, las propias empresas desarrolladoras de tecnologías declaran
que podrían alcanzar 'Factores de Recobro' que duplicarían la recuperación en condiciones de alta
complejidad, elevados costos y en tiempos largos. Revisando las mismas cifras oficiales, llegar al
30%, es una lucha titánica por no decir casi imposible. En la producción petrolera se juega mucho
con la incertidumbre y por ello se habla de Reservas Probables, Posibles y Originales. El 'Factor de
Recobro', que se refiere a la cantidad de petróleo que se puede recuperar del reservorio, sea por su
propia energía o con técnicas de empuje, bombeo y otras, están sujetas a la misma incertidumbre de
lo “probable” y de lo “posible”.
¿Por qué nos debe preocupar este dato?, primero, porque jugar con las cifras tiene un propósito:
crear falsas expectativas y desde éstas encontrar avales y justificaciones para implementar políticas
que no obedecen al interés nacional y luego, extraer el 90% es extraordinario y extraer el 15%
siendo lo normal, puede ya no ser justificable en la balanza de costo beneficio.
De los 919,7 millones de barriles con un Factor de Recobro del 90%, en superficie tendríamos
827,7 millones de barriles; pero si recuperamos el 30% de los mismos 919,7 millones, tenemos
275,9 y si es del 15%, 137,9 millones de barriles en superficie, es decir, una tercera y sexta parte
respectivamente de lo declarado.
Petroamazonas EP, según la información de la Empresa Schlumberger y la Sociedad de Ingenieros
Petroleros, Sección Ecuador, en su presentación denominada “Conferencias de Enero 16, 2012,
sostienen que los factores de recobro de Petroamazonas están entre el 15 y el 35%. Si aplicamos el
40

factor de recobro del 15%, que es muy probable en ITT, quiere decir que 137,9 millones de barriles
se obtendrían y si tomamos los máximos históricos, poco probables (35%), tenemos 321,8 millones
de barriles. Entre lo declarado (90%) y lo probable (15%), la diferencia es grosera, 689.7 millones
de barriles que aparecen por arte de magia.
Si hacemos un poco de memoria, recordaremos a un Ministro de Energía, del Gobierno de Sixto
Durán Ballén, que utilizó este artificio, el de manipular el Factor de Recobro asociando a
“modernas y costosas tecnologías”, para justificar la privatización de la Industria Petrolera Estatal.
El sueño, de los dueños del complejo petrolero mundial, es lograr con nuevas técnicas “duplicar los
Factores de Recobro”, dicho así, en el mejor de los casos declaran poder llegar entre “60 y 70%” en
el escenario más optimista, pero nunca al 90%, y entre el 30 al 50% en el escenario más realista,
siempre y cuando, las técnicas en experimentación pasen a la etapa de “demostración y sean
satisfactorias”; mientras tanto y pisando en la tierra, los Factores de Recobro no se pueden esperar
mas allá de lo que la realidad nos determina, es decir, entre 15 y 35%.
Nada difícil sería que se esté re-inaugurando en el Ecuador una vieja maquillada de nueva era
petrolera, en la que las “tecnologías costosas, riesgosas y de largo tiempo” se impongan. El marco
contractual adoptado esta listo, solo falta que soberanamente las facturas elevadas a pagar, reediten
el Contrato de Prestación de Servicios de la era del Presidente Febres Cordero en la que la ex
Corporación Estatal Petrolera Ecuatoriana (CEPE) no recibió un centavo, después de pagar “todos
los costos” que la prestadora de servicios Maxus le facturó.
Si analizamos los costos de producción por barril, vemos que la empresa Petroamazonas EP está
calculando a 6,75 USD por cada barril, pero para un Factor de Recobro del 90%. Calculando sin
embargo un Factor de Recobro más real, entre 30% y 15%, tendremos que los costos de producción
ascenderán a 20,4 USD el barril, para el primero y 40,5 USD para el segundo. Esto significan gastos
de producción en promedio de casi 243 millones de dólares que durante los 23 años de producción
alcanzarían un total de 5.586 millones de dólares estimados para la vida del proyecto.
Factor de Recobro
Reservas ITTx%FR
Inversión por barril

90%
827.730.000
6,748

35%
321.895.000
17,35

30%
273.910.000
20,39

15%
137.955.000
40,47

Si se consideran ahora, otros escenarios presentes y vigentes en el Ecuador, como los costos de
producción de 40 USD/barril que el Gobierno paga a la empresa Agip Oil en el Bloque 10, cercano
al Parque Nacional Yasuní y con petróleo muy parecido al del ITT, en ese caso, los costos serian de
1.324,3 millones de dólares anuales que en los 23 años ascenderían a 33.109 millones de USD (con
el irreal Factor de Recobro de 90%). Presumiblemente estos elevados costos sean por el uso de
tecnologías de punta, mismas, que aplicadas al Yasuní ITT no tendrían viabilidad económica.
Más grave aún es el panorama, si tomamos la referencia de costos de la Empresa Andes Petroleum:
42 USD, por cada barril explotado que igualmente el Gobierno Nacional le paga por operar el
Bloque 62; petróleo que también tiene características parecidas a los crudos del ITT. Se debe
presumir en este caso que la tecnología utilizada por esta Empresa China, es mucho más avanzada
que las tecnologías de punta utilizada por la italiana Agip Oil. También inalcanzable para la
economía del ITT.
Finalmente, restando y multiplicando: 6,75 USD de los 40 USD, que corresponden a los costos de
producción, en el primer caso a Petroamazonas EP proyectados para ITT y en el segundo los de
Agip Oil en el Bloque 10, tenemos una diferencia de 33,25 USD, que multiplicados por los 18 mil
barriles día extraídos por la italiana tenemos 598.500 USD, proyectada al año, esta cifra asciende a
41

218'452.500USD/año, que se ahorrarían del pago a Agip. Si se toman como válidos los costos de
producción de Petroamazonas-EP por barril (6,75 USD) y se vende el barril de petróleo a 70 USD
(de promedio), el ahorro que tendría el país (operando Petroamazonas-EP el Bloque 10) serian de
241'447.500 USD anuales, valores bastante parecidos a los que se pueden obtener explotando ITT
con un Factor de Recobro del 35% (FR bastante optimista).
Los costos de operación y transporte por el oleoducto están previstos en 12,7 USD por barril. Así
las cosas, habría dos probabilidades:
Probabilidad-1: Si el monto de la inversión (5.586 millones USD) y los costos de operación y
transporte previstos (por barril) son constantes, en varios escenarios (dependiendo del % de Factor
de Recobro), con el 15% se tendrán pérdidas de 23 millones de dólares al mes.
Probabilidad-2: manteniendo la inversión constante, con los costos de operación y transporte
variables (al volumen de barriles posibles) mejora un poco la realidad.
Se debe aclarar, que no se encuentran datos de cómo se transportaran los crudos pesados del ITT. Si
es por la vía de mezclar con crudos más livianos, hay que calcular la pérdida de calidad del crudo
diluyente y probablemente expirará la Refinería de La Libertad, ésta, se quedaría sin la dieta de
crudos livianos que hoy procesa. Si la opción es calentar el crudo (para aligerarlo) como hace el
OCP (Oleoducto de Crudos Pesados) la avi-fauna del Yasuní quedara muy comprometida con el
funcionamiento de los hornos requeridos en esta opción.
Probabilidad 1 (Inversión, operación y transporte constantes)
Factor de Recobro
Reservas ITTx%FR
Reservas. x 70 USD
(-) inversión
(-) operación y trans
Total año USD
Total mes USD

90%
827.730.000
57.941.100.000
52.355.100.000
41.796.000.000
1.817.217.391
151.434.783

35%
321.895.000
22.532.650.000
16.946.650.000
6.387.550.000
277.719.565
23.143.297

30%
273.910.000
19.173.700.000
13.587.700.000
3.028.600.000
131.678.260
10.973.188

15%
137.955.000
9.656.850.000
4.070.850.000
-6.488.250.000
-282.097.862
-23.508.152

Probabilidad 2 (Inversión constante y operación y transporte variable)
Factor de Recobro
Reservas ITTx%FR
Reservas. x 70 USD
(-) inversión
(-) operación y trans
Total año USD
Total mes USD

90%
827.730.000
57.941.100.000
52.355.100.000
41.796.000.000
1.817.217.391
151.434.783

35%
321.895.000
22.532.650.000
16.946.650.000
12.858.583.500
559.068.848
46.589.070

30%
273.910.000
19.173.700.000
13.587.700.000
10.109.043.000
439.523.608
36.626.967

15%
137.955.000
9.656.850.000
4.070.850.000
2.318.821.500
100.818.326
8.401.527

Si se trasladan las actividades operativas de todas las empresas Prestadoras de Servicio a
Petroamazonas-EP, por la vía de la diferencia de costos de producción, entre la estatal y las
privadas, se tendrían muchos más recursos de los que se pretenden obtener del ITT, y así, el Parque
Nacional Yasuní, santuario de vida de la humanidad y de pueblos no contactados, no necesita ser
amenazado ahora, ni nunca y hasta se lograría vuelto.

42

8.- Conclusiones
a) Sobre la forma técnica de operar
• Petroamazonas EP, no solo no está en condiciones legales de operar en Ecuador como lo está
haciendo, sino que tampoco lo puede hacer en otros países, como son los ejemplos de Perú,
Argentina o Colombia.


Estos bajos estándares ambientales de operación, dejan al descubierto una grave falla
sistémica en las estructuras de la empresa que no podrán revertirse en el corto o mediano
plazo. Modificar fallas del sistema en las altas estructuras de una empresa requiere mucho
tiempo y perseverancia. Esto significa cambiar la mentalidad operativa actual por otra
mucho más sustentable, en donde la protección al medioambiente y la calidad de vida de los
grupos de interés33 (Stakeholders) no sea afectada por su operación.



Como se dijo anteriormente, los impactos ambientales irreversibles se manifiestan sobre los
seres vivos mucho tiempo después de producidos. Por lo que las empresas, los responsables
técnicos y políticos de una operación altamente riesgosa ya no estarán para responder a la
justicia.



Podría verse como desprecio el hecho de que las instalaciones no publiciten debidamente el
posible riesgo que representan, que no tengan medidas protectoras adecuadas y que no se
haya dado información a la población de lo que hay que hacer en caso de un accidente. En
ninguna de las instalaciones visitadas encontramos la información adecuada a la población,
como si su ignorancia fuera parte de una confusa estrategia de minimizar los impactos,
cuando en el fondo esto genera una mayor vulnerabilidad de la población.



La intención del Estado Ecuatoriano de operar dentro del parque Yasuni-ITT con una
empresa como Petroamazonas, es una decisión por demás aventurada. Principalmente por
dos razones que se pueden resumir en:


La empresa, con estos estándares de calidad ambiental e incumplimientos legales, no
está en condiciones de operar en ningún sitio del territorio ecuatoriano. Hoy,
Petroamazonas, se encuentra operando con altos riesgos ambientales, sociales,
legales y económicos.



La alta sensibilidad del Parque Nacional Yasuní, especialmente en el campo ITT
hace que, independientemente de los estándares y cumplimientos legales, se corra un
gravísimo riesgo de consecuencias impredecibles y de daños irreversibles, si se desea
explotar hidrocarburos en la región.

b) Sobre las relaciones sociales que establece
• Petroamazonas EP viola la Constitución de Ecuador al no  respetar el derecho  de  los 
moradores  del barrio 25 de febrero a ser previamente consultados como lo estipula 
el  artículo 398 de la Constitución,  y al prohibir que la población proteste si  hay 
desacuerdos (Art. 98).


33

Petroamazonas   EP  viola   el   Reglamento   Ambiental  para   operaciones 
hidrocarburíferas al irse contra el art. 68 numeral b del decreto 1215, que prohíbe la 
perforación de nuevos pozos en áreas urbanas. 

Stakeholders: El término agrupa a trabajadores, organizaciones sociales, accionistas y proveedores, entre muchos
otros actores clave que se ven afectados por las decisiones de una empresa. Generar confianza con estos es
fundamental para el desarrollo de una organización.

43



Petroamazonas   EP  viola   las   ordenanzas   municipales,   al   ocupar   una   de   las   áreas 
verdes sin permiso municipal.



Petroamazonas EP,  mintió, engañó y manipuló para firmar un convenio  al  ocultar 
información al barrio 25 de febrero para que la población no supiera que lo que se 
quería eran perforar 8 pozos más en área urbana. La firma del convenio se hace a 
escondidas y sin informar a la población del objetivo real y con términos de acuerdo 
engañosos, desde los plazos.



Petroamazonas EP, ante su petición a la fiscalía para que desalojara las protestas de 
la población, consiguió el 3 de abril del 2014, que la fiscalía violara la ley al mandar 
directamente   a   la   fuerza   pública,   atribuyéndose   prerrogativas   que   no   le 
corresponden   y   manteniendo   la   impunidad   ante   las   claras   violaciones   a   la   ley 
realizadas por la empresa. 



Petroamazonas EP, incumple los acuerdos firmados por aquellas organizaciones que 
habían   negociado   convenios   por   el   alto   grado   de   afectación,   como   ocurre   en   el 
campo   Edén­Yuturi   con   la   comunidad   el   Edén.   La   falta   de   respuesta   oportuna 
compromete   las   dinámicas   de   desarrollo   “emprendidas   y   acordadas”   por   las 
comunidades y que son desconocidas e incumplidas por la empresa.



 Todas estas irregularidades   y violaciones a derechos, a la Constitución, a las leyes, 
reglamentos   y   acuerdos  son   causales   para   que   Petroamazonas   EP   pierda   su 
acreditación internacional en el ISO 9001.

c) Sobre las contingencias
• Ni los estándares requeridos en la industria petrolera en Ecuador, ni el nivel tecnológico de
Petroamazonas pueden garantizar que no vaya a existir una contingencia que genere
impactos profundos en el Yasuní ITT debido a tres factores:
◦ El riesgo inherente a la industria petrolera, independientemente de su capacidad
tecnológica.
◦ En Ecuador existe históricamente derrames con frecuencia en los campos existentes, sin
que haya avanzado en cuantificar su impacto en el ecosistema amazónico.
◦ Los campos de Petroamazonas, debido a la falta de mantenimiento de la infraestructura
heredada, entre otras causas, ha generado una gran cantidad de contingencias en la
Amazonía ecuatoriana.
d) Sobre las características ambientales del lugar de operación
• Hacer referencia a una relación de superficie (1x 1000) y partir de allí para cuantificar el
riesgo ambiental es errado, en la medida que desconoce el funcionamiento de los sistemas
naturales y sus relaciones mutuales e interdependientes.


Ecuador tiene una enorme posibilidad en el cuidado y preservación del Yasuní-ITT para
otras formas de integración territorial teniendo en cuenta su condición científica, social y
cultural, que no están relacionadas con la industria extractiva del petróleo y que permiten
privilegiar el territorio para el agua, su ordenador natural y para la conservación de la vida
de sus especies.



No existe bajo ningún motivo o concepto, tecnología de punta que garantice que la
44

explotación petrolera dejará intacto el 99% del parque, por el contrario, la susceptibilidad
del ecosistema selvático y su poca capacidad de resiliencia debida a la misma dinámica de
extracción puede generar impactos permanentes en el territorio con una huella ecológica
irremediable.
e) Sobre el costo económico de la operación
• Las cifras oficiales proyectadas con distintas variables porcentuales del Factor de Recobro,
muestran que con los porcentajes históricos, reales y posibles (del 15 al 35%),
económicamente y objetivamente no es viable el proyecto.

9.- Recomendación
Se recomienda la suspensión de este proyecto de operación petrolera en los Bloques 31 y 43 de
Ecuador por las graves afectaciones posibles e irreparables en un área de reproducción de
especies sin comparación en el mundo, con unos niveles de riqueza de agua dulce subterránea
de enorme valor para el país y ante una capacidad operativa atentatoria no solo contra las
propias leyes ecuatorianas, sino internacionales y de sentido común. No existe actualmente
tecnología de punta que garantice que el Yasuní no va a sufrir una grave afectación con la
operación petrolera, la supuesta tecnología que lo logre, aún no se ha inventado.

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