Vista panorámica del campo Rubiales (larepublica.co).

Por Tatiana Roa Avendaño Coordinadora general de Censat Agua Viva Amigos de la Tierra Colombia

Desde hace un par de décadas la economía colombiana depende de las exportaciones de petróleo. El gobierno nacional, para incrementar la entrada de divisas, está extrayendo hidrocarburos a tasas muy elevadas, lo que ha provocado una brusca caída de las reservas. Según el Plan Nacional de Desarrollo 2014 – 2018, el petróleo constituye alrededor del 50% de las exportaciones del país. De hecho, más del 60% de la producción de hidrocarburos es exportada a mercados internacionales. “En 2013, se estimó que Colombia tenía 2,445 millones de barriles de reservas de petróleo crudo, y en el 2015 el país produjo 1’009,000 de barriles por día. Desde su inicio, la administración del Presidente de la República, Juan Manuel Santos, ha identificado al sector extractivo como principal pilar de la economía colombiana, impulsando incentivos para su expansión. Seis años después del inicio de su mandato, este sector representa el 42% de las exportaciones del país” (FIDH & CAJAR, 2016: 7). Sin embargo, no se han vuelto a encontrar nuevos yacimientos desde la década de los noventa, cuando se hicieron los grandes descubrimientos de los campos petrolíferos de Cusiana y Cupiagua¹, en el oriente del país.

El agotamiento de los yacimientos convencionales², la alta demanda de hidrocarburos y los elevados precios que alcanzó el petróleo a principios de este siglo, desvió el interés de las empresas hacia la explotación de yacimientos no convencionales en muchos lugares del mundo. Colombia sigue esta tendencia, entre 2000 y 2015, la producción de crudos pesados³ del país pasó de representar el 10% del total al 53% (La República, 20/06/2015).⁴ Los gobiernos nacionales de Álvaro Uribe Vélez y Juan Manuel Santos han impulsado políticas para favorecer la inversión extranjera y han intentado incrementar las reservas de petróleo y gas avanzando sobre nuevas fronteras. Desde el centro del país, donde inició la explotación petrolera en Colombia, se expanden los campos petroleros de crudos convencionales y no convencionales hacia la Amazonía, Orinoquía, Pacífico, las sabanas, el mar Caribe, incluso, trepan por las altas montañas de la cordillera Oriental. De esta manera, se promueve la extracción de energías extremas, dada la complejidad geológica, la incorporación de tecnologías riesgosas, los altos requerimientos energéticos y de agua, además de mayores inversiones de capital, los riesgos ambientales y sobre los trabajadores. Quifa, ubicado en Puerto Gaitán, departamento del Meta, es uno de los varios campos petroleros de crudos pesados en explotación.

Los crudos pesados

Del total de las reservas mundiales, el 30% de estas corresponde a crudo convencional y el 70% a no convencional, de los cuales el 25% son crudos pesados y el 45% crudos extra-pesados y bitumen. Los principales yacimientos de crudos pesados se encuentran en Alberta, Canadá, de arenas bituminosas; la Faja del Orinoco, Venezuela, de crudos extra-pesados; Rusia y EEUU. América Latina es el continente que concentra las mayores reservas del mundo de este tipo de crudos, representando el 48% de ellas, 2 billones de barriles equivalentes de petróleo o BEP. Venezuela cuenta con aproximadamente 1,7 billones de BEP (equivalente a 87%), mientras que la de Colombia solo representan el 0,6%, lo que son 12 millones de BEP (Campetrol, 18/06/2015). También gran parte de las reservas de países como Ecuador, México, Perú y Brasil son crudos pesados.

Se estima que el 40% del total de las reservas colombianas de hidrocarburos corresponde a crudos pesados y representan aproximadamente la mitad de la producción petrolera. De acuerdo a la Empresa Colombiana de Petróleos (Ecopetrol), “la proporción de crudos convencionales (dulces o ligeros) disminuirá en los próximos 10 años de 15% a 10% y de 32% a 21%, mientras que el total de no convencionales (crudos pesados) aumentará de 52% a 69% del total de la producción” (La República, 20/06/2015). Más aún, se calcula que para el 2018 las reservas de crudo pesado en el país llegarán a ser el 60% del total, es decir, 15% más que en la actualidad (Ape.com.co, 23/08/2013)

El impulso de la exploración y explotación de crudos pesados responde a una política de los últimos gobiernos nacionales. Entre 2002 y 2010, el gobierno de Uribe Vélez otorgó importantes beneficios a la inversión extranjera, bajo el eslogan de la “confianza inversionista” y la liberalización del sector. Con el decreto número 1760 del 26 de junio de 2003 modificó la estructura orgánica de la estatal Ecopetrol y creó la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), a la cual se le entregó la administración integral de las reservas de hidrocarburos de propiedad de la Nación. En 2008 la ANH promovió el Proyecto de Desarrollo de Crudos Pesados, que consistió en el otorgamiento de extensas áreas para evaluación, a través de una ronda especial para incentivar el crecimiento del mercado de los crudos pesados. De esta manera, se asignaron ocho áreas especiales bajo contratos de Evaluación Técnica a seis empresas reconocidas: Ecopetrol, Exxon, BHP Billiton, Talisman, Shell, Pacific Rubiales y Pluspetrol (Colombia Energía, 23/01/2013). En la Ronda 2010, de los 78 bloques adjudicados para explotación petrolera, al menos 50 se encontraban en los departamentos del Meta, Casanare, Arauca y Vichada, donde actualmente se concentra la mayor producción de crudos cuya gravedad API es inferior a los 17° (UPME, 2012:40).

Aunque los crudos pesados se hallan en 6 de las 16 cuencas onshore del país, los desarrollos se han dado principalmente en cuatro de ellas: Llanos Orientales, Magdalena Medio, Putumayo y Caguán; en los campos de Rubiales, Apiay, Ombú, Castilla, San Fernando, Teca, Nare y Jazmín. Las principales reservas se encuentran en los Llanos Orientales y están calculadas entre 6.806 MMbbl y 319.455 MMbbl (Colombia Energía, 2013). En tanto Campo Rubiales es considerado el principal hallazgo de petróleo pesado y sus reservas son estimadas en 4,17 millones de barriles de petróleo de 12,5º API. Este campo fue revertido recientemente a la Nación, luego de una intensa lucha de los trabajadores petroleros organizados en la Unión Sindical Obrera (USO), partidos políticos como el Polo Democrático y otros sectores nacionalistas. Durante varias décadas fue propiedad de la petrolera canadiense Pacific Rubiales, que además de Quifa tuvo a su cargo los campos Sabanero y Rubiales. Más hacia el piedemonte llanero Ecopetrol desarrolla los campos de Chichimene, Castilla y Apiay.De acuerdo a Humberto Calderón Berti, fundador y presidente de Vetra[5] y ministro de Energía y Minas de Venezuela entre 1979 y 1983: “En Colombia puede que no se tenga una faja petrolífera[6], […] hay indicios de que existe un cinturón de crudos pesados[7] en la región de los Llanos, que puede albergar importantes yacimientos” (Colombia Energía, 23/01/2013).

 Extracción de alto riesgo

Los crudos pesados tienen alta viscosidad y densidad, por lo que resulta de gran complejidad su extracción, transporte y refinación. También presentan un alto contenido de sal y sustancias tóxicas como el azufre, metales pesados y, en ocasiones, sulfuro de hidrógeno, lo que los hace aún más contaminantes que los convencionales. Como sucede con la extracción de otros hidrocarburos no convencionales, la explotación de crudos pesados exige grandes consumos energéticos, de agua, químicos, infraestructura especial, mayores inversiones e incrementa los daños al ambiente. En el proceso de extracción requieren estimulación térmica y química, para ello se utilizan diferentes técnicas de inyección de vapor o combustión in situ, lo que disminuye de manera importante el factor de recobro[8], que es menor al 20%, cuando en pozos convencionales puede alcanzar hasta el 35%. Es decir, de los hidrocarburos en el yacimiento, es menos el petróleo que puede ser extraído. Algunas de las técnicas para la extracción son: i) la inyección de vapor de agua, que es una de las predominantes en crudos pesados y extra-pesados; ii) la introducción de líquidos a través de pozos inyectores; iii) la recuperación de tipo terciaria o mejorada, que consiste básicamente en la inyección de agua mezclada con solventes químicos y el calentamiento del fondo del pozo.

En tanto el proceso de combustión in situ es una técnica convencional térmica que se basa en la generación de calor en el yacimiento para recuperar crudos de alta viscosidad.[9] Consiste básicamente en quemar una porción del petróleo -aproximadamente el 10%- presente en el yacimiento para generar el calor -incluso al pozo pueden ser inyectados aire u oxígeno-, de tal manera que se pueda aumentar la eficiencia del barrido volumétrico del petróleo, es decir, el crudo que se puede extraer al bajar la viscosidad. Mientras la zona de combustión generada se propaga, el crudo se calienta haciendo que las fracciones más volátiles se destilen debido al craqueo térmico por el aumento de la temperatura. Aunque el método es bastante antiguo, sigue teniendo serias limitantes y genera muchos problemas técnicos y ambientales, por las cuales nunca ha tenido el auge de o procesos térmicos como la inyección de vapor. Existen otras técnicas en fase piloto como el uso de CO2 a través del procedimiento de captura y almacenamiento de carbono (CCS, por sus siglas en inglés), que es considerada un tipo de geoingeniería. Esta consiste en “capturar” CO2 a través de tuberías e inyectarlo con alta presión en las profundidades de la tierra para que empuje el crudo hacia la superficie.

Los requerimientos energéticos para la explotación de crudos pesados y extra pesados son muy altos. Además, el consumo de enormes cantidades de agua y el alto riesgo de contaminación por sulfuros y metales pesados (níquel, vanadio o molibdeno) presentes, se convierten en algunos de los principales problemas, dado que acrecienta el impacto tanto en los lugares de extracción como de refinación (Acción Ecológica, 2013: 8).

Así mismo, el transporte de los crudos pesados es otra de las dificultades cardinales. Por ejemplo, se suele utilizar nafta para diluir el petróleo, sin embargo, esto representa costos económicos y logísticos adicionales. En algunos países, entre ellos Venezuela, que tiene unas grandes reservas de crudos pesados y ultra-pesados, se han instalado mejoradores para facilitar el transporte del crudo. Estas unidades, similares a las refinerías, a través de tratamientos especiales hacen del petróleo pesado una sustancia menos densa -crudo sintético-, que es mucho más fácil de exportar y comercializar (Acción Ecológica, 2013: 10). Sin embargo, se necesitan grandes reservas para justificar dichas inversiones.

Otra alternativa para movilizar los crudos pesados consiste en modificar el sistema de oleoductos por líneas de transporte caliente, con ello se elimina el uso de diluyentes como la nafta. Sin embargo, todas estas alternativas suponen riesgos ambientales mayores y demandas energéticas altísimas. En el caso colombiano, hasta el 2015, el transporte del crudo se realizaba a través de cientos de carrotanques[10] que se desplazan diariamente por la carretera que comunican Campo Rubiales con el resto del país, posteriormente entró en servicio el oleoducto Bicentenario y sus estaciones reforzadoras ER1 y ER2. Durante los años de transporte en camiones, el paso de los vehículos generó contaminación atmosférica por material particulado en suspensión (polvo rojo, gas, aceites y otros químicos), que afectó de forma grave a los pobladores campesinos que viven en los alrededores de la vía.

El Proyecto Star o combustión in situ

En 2011 Ecopetrol y Pacific Rubiales decidieron implementar un proyecto piloto de la tecnología Star, sigla en inglés de Recuperación Adicional Térmica Sincronizada, en Quifa[11], campo cuyas reservas originales fueron estimadas en 900 millones de barriles (Vanegas, sf). La empresa canadiense promovió la nueva tecnología con el propósito de doblar las reservas de los yacimientos de petróleos pesados y aumentar el factor de recobro hasta del 45%.

La tecnología Star fue probada en los laboratorios del Instituto Colombiano del Petróleo (ICP) sin embargo, en el campo varios de los pozos perforados tuvieron que ser abandonados por fallas técnicas. Algunos en el fondo del pozo alcanzaron una temperatura de 1200°C, fundiéndose la tubería (Vanegas, sf) y solo produjeron frentes de llama incontrolables y explosiones que expulsaron arenas y cenizas a miles de metros a la redonda, generando daños irreparables sobre los ecosistemas. Los gases de la combustión llegaron a la superficie y contaminaron el aire con sulfuro de hidrógeno, dióxido de carbono y dióxido de azufre, entre otros. Un reciente informe de la Federación Internacional de Derechos Humanos y la Corporación Colectivo de Abogados “José Alvear Restrepo” evidencia las múltiples denuncias de las comunidades, quienes describieron los graves impactos sobre caños[12] y morichales[13], flora y fauna, además de la contaminación atmosférica, entre otros asuntos (2016: 46 – 50).

Los pobladores advirtieron a las autoridades sobre la forma como se fueron secando los caños, contaminando con vertimientos y derrames de petróleo sus acuíferos, sin respuesta de entidades como la Autoridad Nacional de Licencias Ambientales, encargada del seguimiento de la gestión ambiental.  Denunciaron que los nacederos o jagüeyes[14] del sector presentaban residuos de petróleo y otros químicos. Para ellos, la prospección sísmica y la implementación del proyecto Star hicieron que el nivel freático descendiera de forma drástica (Vanegas, sf).

Adicionalmente, informes del Servicio Geológico Colombiano y de la Red Sismológica Nacional de Colombia dieron cuenta que desde que inicio el Proyecto Star se incrementaron los sismos en Puerto Gaitán, una región de poca o nula sismicidad. Desde el 2 de abril de 2013 hasta el 28 de junio de 2016 se han registrado 976 sismos, y desde el 31 de enero de 2014 se han presentado al menos 99 sismos de magnitud igual o superior de 4 en la escala de Richter, los cuales han sido reportados por el Sistema Geológico Colombiano. (FIDH & CCAJAR, 2016: 69). Este fenómeno es adjudicado, al incremento de la inyección de agua en los campos Rubiales y Quifa, el informe de la FIDH y CCAJAR advierte que Pacific Rubiales está inyectando más de 3 millones de barriles diarios de agua en los campos mencionados (2016: 68 – 69).

En enero de 2014 la contralora delegada para el sector minero energético aseguró que mientras Pacific Rubiales afirmaba que el Proyecto Star era un éxito, Ecopetrol sostenía que no se habían logrado los objetivos. La evaluación de la empresa estatal en enero de 2014 consideraba que se había alcanzado en un 60% la línea base de producción pactada en 2011 (Blu Radio, 27/01/2014). Según la Contraloría General de la República, en el proyecto se habría invertido más de 250 millones de dólares, sin los resultados esperados.

El 23 de julio de 2014 en un comunicado conjunto de Ecopetrol y Pacific Rubiales declararon terminado el proyecto piloto Star. El cierre estuvo precedido de múltiples denuncias de comunidades, organizaciones y políticos que auguraban su fracaso, además de los múltiples problemas ambientales. No obstante y a pesar de las malas experiencias, el gobierno del presidente Juan Manuel Santos ha puesto los ojos en el incremento de la producción en los campos de crudos pesados. Es así como en 2015 Ecopetrol terminó la construcción de la planta demostrativa de desasfaltado en Chichimene, en el Meta, con tecnología desarrollada por el ICP. Tendrá una capacidad de procesar 200 barriles de petróleo por día y contó con una inversión superior a los $103 mil millones (unos de US$35 millones) y se construyó en año y medio. El objetivo es disminuir la viscosidad de los crudos pesados y extra-pesados de los Llanos para facilitar su transporte por oleoductos.

A modo de conclusión, en lugar de caminar hacia una senda de sustentabilidad, invirtiendo en la investigación y aplicación de energías alternativas, se sigue priorizando el camino de los fósiles. Sin embargo, la resistencia a estos proyectos sigue creciendo en la región y en el país. Las voces suenan en Caquetá, Meta, Putumayo, y Magdalena Medio. El pulso está fuerte, entre opositores y promotores de los proyectos extractivos. El nuevo momento de paz que vive Colombia tendrá como principal protagonista las luchas por el agua y contra el petróleo.

Notas

[1] El yacimiento Cusiana fue descubierto en 1991, tras los análisis y declaratoria de comercialidad del campo se anunciaron dos mil millones de barriles de reservas de crudo liviano.

[2] Crudos dulces o ligeros/livianos de fácil extracción y refinación.

[3] Son considerados crudos pesados, los que van de 10 a 20 grados API y con una viscosidad entre 100 y 10,000 cp. “Para el cálculo de la densidad API se utiliza la medición superficial de la gravedad específica del petróleo desgasificado. La fórmula que relaciona la gravedad específica (S.G.) a 60°F con la densidad API es Densidad API = (141.5/S.G.)-131.5. Conaway C: The Petroleum Industry: A Nontechnical Guide. Tulsa: Pennwell Publishing Co., 1999” (Oilfield Review. 2006: 38 – 59).

[4] Cabe destacar que la cotización de los crudos pesados en el mercado es más baja debido a los altos contenidos de azufre y metales pesados.

[5] Vetra Exploración y Producción Colombia es una empresa dedicada a la exploración y producción de hidrocarburos.

[6] Se refiere a la Faja Petrolífera del Orinoco (FPO) una extensa zona rica en petróleo pesado y extra-pesado ubicada al norte de río Orinoco, en Venezuela. La Faja es considerado el mayor reservorio de crudos conocido en el mundo.

[7] La cuenca de los Llanos cuenta con un cinturón de crudo pesado de los Llanos, un yacimiento de crudos pesados, en los que se encuentran, entre otros, los campos de crudo pesado Castilla, Quifa, y Rubiales.

[8] Es el porcentaje del  petróleo o gas de un yacimiento que puede ser extraído mediante técnicas primarias o secundarias.

[9] Aunque la mayoría de los proyectos de combustión se implementan en yacimientos de crudo pesado, cada vez son más utilizados para recuperar el petróleo ligero de yacimientos profundos. En Estados Unidos son más los proyectos de combustión en operación en yacimientos de crudo ligero que los que existen en yacimientos de crudo pesado.

[10] Camiones cisterna.

[11] Quifa es continuidad de los campos Rubiales y Pirirí.

[12] Cursos de agua.

[13] El moriche es un tipo de palma que crece en las cuencas de los ríos Amazonas y Orinoco.

[14] Vertientes y jagüeles.

Bibliografía

ACCIÓN ECOLÓGICA (2013). Pungarayaku, el horror de los crudos pesados. Boletín de Acción Ecológica No. 169, diciembre, Quito.

APE.COM.CO. (23/08/2013). Crudos pesados: Un negocio de talla mayor.

BLU RADIO (27/01/2014). Contraloría encontró diferencias entre Ecopetrol y Pacific por proyecto Star.

CAMPETROL (18/06/2015). Crudos pesados: el reto para Colombia.

COLOMBIA ENERGÍA (23/01/2013). Crudos pesados, la gran apuesta del sector.

FIDH & CAJAR (2016). Colombia: El costo humano del petróleo: Estudio de impacto en los derechos humanos de las actividades de Pacific Exploration & Production Corp. en Puerto Gaitán, Bogotá.

INTERNATIONAL ENERGY AGENCY (2012). World Energy Outlook.

LA REPÚBLICA (20/06/2015). Ecopetrol necesita aumentar eficiencia en crudos pesados.

PORTAFOLIO (03/08/2011). Producción mundial de crudo pesado crecerá el 44% en 10 años.

SCHLUMBERGER, Oilfield Review (2006). La importancia del petróleo pesado. Págs. 38 – 59.

UNIDAD DE PLANEACIÓN MINERO ENERGÉTICA (2012). Escenarios de Oferta y Demanda de Hidrocarburos en Colombia. Ministerio de Minas y Energía, República de Colombia. Diciembre, Bogotá

VANEGAS, Oscar, s/f. Verdades sobre el Proyecto Star.

Este artículo es parte del proyecto Energías Extremas en América Latina, de OPSur-Oilwatch Latinoamérica, y cuenta con el apoyo de Heinrich Böll Stiftung Cono Sur.