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UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL
FACULTAD DE CIENCIAS ECONÓMICAS Y
NEGOCIOS
CARRERA DE COMERCIO EXTERIOR,
INTEGRACIÓN Y ADUANAS
TESIS PREVIA A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE
INGENIERA EN COMERCIO EXTERIOR,
INTEGRACIÓN Y ADUANAS
TEMA: “ANÁLISIS DE LA EXPORTACIÓN
PETROLERA PERIODO 2007-2012”
AUTORA: CELI CELI ZULAY MARIBEL
DIRECTOR: ECON. JUAN LOZADA
ii
AUTORÍA
De la presente Tesis, se responsabiliza su autora:
ZULAY MARIBEL CELI CELI
iii
DEDICATORIA
Al personal docente de mi
querida “Universidad
Tecnológica Equinoccial”,
que han sabido brindarme
sus sabias enseñanzas.
Quiero manifestarle mi
eterna gratitud, porque
han forjado en mí una
persona útil.
A mi familia, los
principales pilares de mi
vida, que con su
comprensión y amor han
sabido guiarme por el
sendero de la verdad y la
justicia, a fin de hacer de
mi una persona de éxito y
iv
AGRADECIMIENTO
Mi sincero agradecimiento
primero a Dios por haberme
guiado y haber derramado en mí
sabiduría, paciencia, amor y
colmarme de bendiciones
durante la realización de este
trabajo y en todo período
estudiantil.
A mis padres, hermanos por la
comprensión, apoyo y amor
brindados durante la realización
de esta tesis y durante toda mi
vida.
Un agradecimiento especial al
Econ. Juan Lozada y a todo el
personal docente de la carrera
de Comercio Exterior,
Integración y Aduanas.
v
INDICE GENERAL DE CONTENIDOS
Contenido Pág.
CARÁTULA... i
AUTORÍA... ii
DEDICATORIA ... iii
AGRADECIMIENTO ...iv
INTRODUCCIÓN ... 1
CAPÍTULO 1: EL PROBLEMA ... 3
1.1 Tema ... 3
1.2 Planteamiento del problema ... 3
1.3 Delimitación del problema ... 3
1.4 Objetivos ... 5
1.4.1 Objetivo general ... 5
1.4.2 Objetivos específicos ... 5
1.5 Justificación... 6
1.6 Metodología de la investigación ... 6
1.6.1 Tipo de investigación ... 6
1.6.2 Nivel de la Investigación ... 7
1.6.3 Diseño de la Investigación ... 7
1.6.4 Método de la Investigación ... 7
1.6.5 Fuentes y técnicas para la recolección de la información ... 8
1.6.6 Tratamiento de la información ... 9
1.7 Marco Teórico ... 9
CAPÍTULO 2: GENERALIDADES DEL PETRÓLEO ... 11
2.1 Antecedentes ... 11
2.2 Que es el petróleo ... 13
2.3 Variedades del petróleo ... 14
2.4 Origen del petróleo ... 17
2.5 Fases para la extracción del petróleo ... 18
2.6 Cadena de valor del petróleo ... 28
2.7 Reservas de petróleo en el Ecuador ... 29
2.7.1 Reservas probadas ... 32
2.7.2 Reservas probables y posibles ... 33
2.7.3 Reservas remanentes en los campos de Producción ... 33
2.7.4 Reservas probadas en los campos de no producción ... 35
2.7.5 Otras reservas de petróleo en Ecuador ... 35
CAPÍTULO 3: ANTECEDENTES DEL PETRÓLEO EN ECUADOR ... .37
3.1 Primeros indicios ... 37
vi
3.3 La historia petrolera del Litoral ecuatoriano ... 39
3.4 Resumen de la Actividad Petrolera en el Oriente ... 43
3.5 Antecedentes de la creación de la Corporación Estatal Petrolera Ecuatoriana ... 47
3.5.1 Acciones emprendidas por la CEPE ... 50
3.6 Petroecuador ... 54
3.6.1 Acciones emprendidas por Petroecuador ... .56
3.7 Ley de Hidrocarburos ... 60
3.8 Empresas que prestan servicios petroleros en Ecuador ... 61
3.9 Rondas petroleras ... 64
3.10 El Oleoducto Trasandino (OTA) ... 72
3.11 El Ramal de Villano ... 73
3.12 OCP- Oleoducto para crudos pesados ... 74
3.13 Oleoducto Transecuatoriano de la República del Ecuador ... 77
3.14 La Organización de Países Exportadores de Petróleo OPEP ... 78
3. 14. 1 Ecuador en la OPEP ... 81
3.15 Comercialización Externa de crudo ... 82
3.15.1 Exportación de petróleo y derivados. ... 87
CAPÍTULO 4: EXPORTACIONES DE PETRÓLEO PERIODO 2007-201 ... 90
4.1 Balanza Comercial Petrolera por año ... 90
4.1.1 Análisis de la Balanza Comercial Petrolera ... 93
4.2 Exportaciones petroleras por año ... 95
4.2.1 Análisis de las exportaciones petroleras ... 102
CAPÍTULO 5 PERSPECTIVAS DE EXPORTACIÓN DE PETRÓLEO PERIODO 2013-2017 ... 104
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ... 110
Conclusiones ... 110
Recomendaciones ... .112
ANEXO ... 114
Anexo 1 ... 114
BIBLIOGRAFÍA ... 118
1
INTRODUCCCION
En el año 1967 el Consorcio Texaco Gulf informa del descubrimiento de
petróleo en el Oriente Ecuatoriano y desde el mes de agosto del año 1972,
se inician las exportaciones del petróleo que se había descubierto desde el
Terminal Petrolero de Balao localizado en la Provincia de Esmeraldas hacia
diferentes destinos del mundo. El Ecuador entra en la denominada era
petrolera.
En efecto, desde esa fecha y con los ingresos que se obtienen de las
exportaciones de petróleo se construyen en el país importantes obras de
infraestructura, como el proyecto hidroeléctrico Paute, la refinería de
Esmeraldas, las redes viales, etc, se crean diferentes organismos del
Estado, como la Corporación Estatal Petrolera hoy PETROECUADOR, el
Instituto Ecuatoriano de Electrificación hoy CONELEC, el actual CONATEL,
etc, Organismos que fueron y son vitales en la estructura del Estado.
El petróleo se convirtió así en el principal producto de exportación del
Ecuador y sus ingresos representaron en algunos años más del 50% del
Presupuesto General del Estado y hoy mismo los ingresos de petróleo
significan el 30% de ese presupuesto. Muchos estudiosos, sostienen que el
Ecuador depende de lo que pase con el petróleo.
Los ingresos por exportaciones de petróleo en el período 2007-2012, motivo
de esta tesis, se han incrementado de manera importante, pasando desde
USD 7,524.1 millones en el año 2006 hasta 13.792 millones de dólares en el
2
las exportaciones no se debe a una mayor producción de petróleo sino más
bien a un aumento sustancial de sus precios en el mercado internacional.
Del petróleo se obtienen alrededor de 6000 productos, desde combustibles
que sirven para mover los diferentes medios de transporte, hasta la
elaboración de medicinas, como la aspirina, pasando por la obtención de
otros productos, como el plástico, insumos para la agricultura, materiales de
construcción, etc, lo cual explica el porqué de la lucha por este recurso y por
el reparto de la renta que genera. De esta lucha no ha escapado el Ecuador,
en este mismo período el Gobierno resolvió modificar los Contratos de
Participación que estaban vigentes por otros denominados de Prestación de
Servicios; en los primeros, el Estado y las Compañías se repartían la
producción de petróleo mientras que en los de Prestación de Servicios todo
el petróleo es del Estado y a las Compañías se les paga una tarifa por cada
barril que produzcan.
Es de esperar que pase el tiempo y se tengan las cifras para conocer si este
cambio en la modalidad de contrato ha beneficiado al Estado o como
muchos dicen ha perjudicado, en todo caso la producción en este período la
producción de petróleo ha caído en relación al año 2006 y si bien el valor de
las exportaciones han aumentado, esto obedece al incremento de los
3
CAPÍTULO 1
EL PROBLEMA
1.1 Tema
“ANÁLISIS DE LA EXPORTACIÓN PETROLERA PERIODO 2007-2012”
1.2 Planteamiento del problema
¿Qué tan ventajosa han sido las exportaciones de petróleo en el periodo
2007-2012, ha crecido y es favorable para la economía del país o al
contrario no favorece a la economía?
1.3 Delimitación del problema
Se estima que las reservas probadas remanentes de petróleo en el Ecuador
se agotarán en un aproximado de aquí en siete años, si no se mejora la
explotación petrolera, aseguró Rafael Correa, -presidente de la Republica-
en su informe semanal de labores emitido el 6 de abril del 2013.
Indudablemente la economía del país ha crecido durante los últimos años, y
esto se ve reflejado en el PIB.
Permanentemente se escucha que la economía ecuatoriana se sustenta por
el petróleo. Dada ésta afirmación quedaría preguntar, si es verdaderamente
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sido la tendencia? El desarrollo expuesto a continuación dará respuesta a
éstas preguntas.
Ecuador es una nación que posee una economía poco diversificada, a pesar
de los intentos que los diferentes sectores y Cámaras del país han realizado
para aumentar su participación en el PIB.
Durante el año 2012, el PIB de nuestro país presentó 4,80% ubicándose en
$ 28.226 millones, frente a una expansión de 7,78% en el año 2011,
ubicándose en 26.928.2 millones, en cuanto a producción real (PIB real,
tomando de año base 2007), según datos del Banco Central del Ecuador.
Dentro de éste se destacan la industria camaronera, de derivados del petróleo, de flores y de los productos industrializados del mar.
Teniendo como resultado que el año 2012 las exportaciones totales fueron
de 23.899 millones de dólares y las importaciones sumaron 24.042 millones
de dólares. Sin embargo, del total de nuestras exportaciones, el 57,7%
corresponden al sector petrolero y el 42,3% al no petrolero.
Ecuador efectivamente tiene concentrado su composición del PIB en el
petróleo, hay que ver si al menos los destinos de estas exportaciones se
encuentran diversificados para disminuir el riesgo de dependencia en una
determinada nación.
Todas las evidencias apuntan a fortalecer la aseveración que Ecuador
depende en gran medida de su producción petrolera. Podríamos considerar
que hemos respondido las preguntas que nos planteamos al inicio.
5
lo que los esfuerzos deberían estas enfocados cada vez más en desarrollar
el resto de industrias importantes; ya que de lo contrario, lo que alguna vez
fue (y aún es) símbolo de prosperidad, puede llegar a convertirse en nuestra
condena.
Un punto positivo es, que nuestro país reingresó a la OPEP porque, como se
ha reconocido, el futuro energético sigue en manos de dicho organismo y
permitirá que el Ecuador tenga acceso a información, a cooperación
tecnológica y económica.
1.4 Objetivos
1.4.1 Objetivo general
Analizar las exportaciones petroleras en el período 2007-2012, con la
finalidad de conocer si estas han fortalecido la economía de nuestro país.
1.4.2 Objetivos específicos
Establecer ventajas y desventajas que ha tenido el Ecuador con respecto a
la explotación y exportación de petróleo.
6 1.5 Justificación
El comercio internacional aumenta el mercado potencial de los bienes que
produce determinada economía y caracteriza las relaciones entre países,
permitiendo medir la fortaleza de sus respectivas economías.
El propósito de realizar este trabajo es conocer en qué grado las
exportaciones de petróleo han ayudado a la economía de nuestro país.
Si bien es cierto, que el precio del barril del petróleo ha tenido un aumento
considerable en los últimos años, y que nos ha brindado ventajas
comparativas que han fortalecido las exportaciones del crudo, no debemos
depender de un solo producto para sacar adelante a una Nación, teniendo
como desventaja potencial la priorización del crudo.
1.6 Metodología de la investigación
1.6.1 Tipo de investigación
El diseño de investigación de este estudio es:
Explorativo: por cuanto su finalidad es únicamente llegar a un diagnóstico, que luego de haber analizado retrospectivamente las exportaciones de crudo
se pueda ratificar su incidencia en la economía nacional y como ha ido
7
Observacional: por cuanto no se puede manejar las variables antes mencionadas, solo se ha observado su comportamiento a lo largo del
análisis estadístico proporcionado por los organismos competentes.
Correlacional: porque no se llega a una etapa experimental, que es donde se podría establecer causa - efecto.
1.6.2 Nivel de la Investigación
De acuerdo con lo indicado, el presente documento contempla el análisis de
las exportaciones petroleras en el periodo 2007-2012. De tal forma, que, el
análisis debe contemplar esquemas reales, donde se puedan determinar las
ventajas y/o desventajas que Ecuador ha tenido en este periodo.
1.6.3 Diseño de la Investigación
Este análisis, se realizó mediante fuentes concretas como las del Banco
Central del Ecuador, el Ministerio de Recursos No Renovables, la Secretaria
de Hidrocarburos del Ecuador, Petroecuador, entre otras.
1.6.4 Método de la Investigación
Método de Observación: con la revisión de la información disponible, se pretende hacer un análisis retrospectivo del comportamiento de las
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Método Inductivo: una vez que hemos analizado las maneras como se han conducido las exportaciones de crudo desde al año 2007 al 2012, se puede
analizar en qué medida, ha sido determinante en la economía nacional.
Método Deductivo: cuando se haya podido llegar a establecer si ha incidido favorable o desfavorable en la economía nacional, se podrá indicar posibles
soluciones para mejorar la captación de divisas.
Método de Análisis: con este método se puede indicar las partes que intervienen directamente en el tema analizado, de esta manera se logra
valorar las diversas alternativas de solución.
Método de Síntesis: cuando se culminó con el análisis previsto, se pudo razonar con mayores elementos de juicio sobre la viabilidad de las diversas
alternativas para mejorar la exportación petrolera y optimizar la frágil
economía interna del país.
1.6.5 Fuentes y técnicas para la recolección de la información
Las fuentes utilizadas a lo largo de esta investigación fueron secundarias y
terciarias, las técnicas o medios que se emplearon fueron: Informes
estadísticos de Petroecuador, anuarios del Banco Central del Ecuador,
recopilación de información escrita sobre el tema en libros, revistas,
9 1.6.6 Tratamiento de la información.
Al ser Petroecuador la empresa estatal específica en donde se desarrolla el
proceso petrolero, desde la exploración hasta la exportación, se ha creído
que fundamentalmente, se obtenga información en dicha empresa para
reforzarla luego con los datos económicos que maneja el BCE, en cuanto a
valores de recaudación de divisas.
La información final fue analizada estadísticamente y así se muestra la
significancia de los resultados, que fueron tabulados a través de diversos
lenguajes de computación como Excel, graphics entre otros.
1.7 MARCO TEÓRICO
Haciendo un ligero análisis de la economía nacional, es indudable que el
petróleo desde cuando el país se incorpora al mercado mundial
petrolero(1972), se ha convertido en la columna vertebral de la economía
interna, ya que los recursos obtenidos por este sector han contribuido
sustancialmente para el crecimiento y modernización parcial de la economía.
Es parcial, porque mientras se dio un crecimiento sustancial particularmente
de la clase media y media alta urbana, en el sector rural no se dio tal mejora
en la misma proporción.
Es por ello que ha sido preocupación de todos los gobiernos de turno
optimizar la explotación petrolera. Por ejemplo, en este gobierno del Econ.
10
Naturales No Renovables, el Ing. Carlos Pareja Yannuzzelli, Viceministro de
Hidrocarburos-Ministerio de Recursos Naturales no Renovables, el Ing.
Federico Auquilla Terán, Viceministro de Minas-Ministerio de Recursos
Naturales no Renovables y el Ing. Marco Calvopiña presidente de
Petroecuador propusieron una serie de reformas a la Ley de Hidrocarburos,
con la finalidad de hacer viables dichos cambios en la industria petrolera
ecuatoriana; los cambios que se proponen han sido ampliamente informados
a través de la prensa nacional, como en El Comercio, entre otros medios de
comunicación, donde se pone de manifiesto el inmenso interés por parte de
11
CAPÍTULO 2
GENERALIDADES DEL PETRÓLEO
2.1 Antecedentes
En los fondos marinos se fueron depositando abundantes capas
sedimentarias, propicias a la formación de petróleo. Con los cataclismos y
movimientos terráqueos producidos por el planeta, al cabo de millones de
años, la estructura geográfica sufrió modificaciones: las aguas se alejaron
emergiendo las actuales regiones costaneras y amazónicas.
La investigación de la historiadora Jenny Estrada en el libro Ancón,
publicado con el auspicio de la Escuela Politécnica del Litoral, dice que el
petróleo de la península de Santa Elena se lo conocía desde antes de la
llegada de los españoles a estas costas. Los nativos lo llamaban copey o
copé, luego vino gente que explotó primitivamente esas minas y la
producción se exportaba al Perú, para la fabricación de brea.
A mediados del siglo XIX se conocen datos más concretos sobre la
existencia del petróleo en nuestro país, cuando el geógrafo ecuatoriano,
Manuel Villavicencio, en 1858, en su libro "Geografía Sobre el Ecuador"
relata que encontró presencia de asfalto y alquitrán en el río Hollín, y en los
12
El petróleo está ubicado en los espacios de la roca porosa, entre las
areniscas y calizas, como el agua en una esponja, por ejemplo.
Un depósito de petróleo para considerarlo como tal, debe tener los mantos
de roca sedimentaria rodeados de capas de roca impermeable (arcillosa)
que impidan su llegada a la superficie y conformen las trampas que lo
retienen.
Estos depósitos pueden localizarse en tierra firme o bajo el lecho marino.
En términos geológicos, las capas subterráneas se llaman “formaciones” y
se identifican por edad, tipo y material de rocas del que se formaron, así lo
indica el Ing. Julio César Granja.
Según el Ing. Julio César Granja, autor del libro El Petróleo misceláneas, “es
obvio indicar que el petróleo se formó allí donde las condiciones geológicas
fueron favorables. Las áreas en las que eso sucedía se llaman “cuencas
sedimentarias” y se las considera como potencialmente petrolíferas, hasta
que las investigaciones geológicas prueben lo contrario”
Este investigador señala que las cuencas petrolíferas son tierras bajas,
como lo fueron en sus orígenes, se presentan a lo largo de las márgenes
continentales, al pie de las altas montañas y en sus planicies contiguas.
En el país, los lugares que contienen petróleo del Oriente corresponden a la
era Mesozoico, del período Cretásico y los de la península de Santa Elena a
la era Cenozoico, del período Terciario, al igual que los yacimientos de gas
13
La cuenca Oriente ecuatoriana representa una de las cuencas subandinas
más complejas y más atractivas tanto desde el punto de vista científico como
económico. Posee alrededor de 30 mil millones de barriles de petróleo en
sitio (POES) acumulados en cien campos. 1
Granja indica que los “hidrocarburos se hallan almacenados en lo que se
conoce con el nombre de “trampas de petróleo”. Se dividen en trampas
estructurales y trampas estratigráficas”.
En Ecuador la cuenca más conocida es la Oriente, situada entre la cordillera
de Los Andes y los escudos guayanés y brasileño. Tiene dirección norte-sur
y topográfica y geológicamente se extiende hasta las fronteras con Colombia
y Perú. 2
2.2 ¿Qué es el petróleo?
“El petróleo como tal, es una mezcla de hidrocarburos compuestos, los
cuales están conformados por carbono e hidrógeno. Se extrae de los lechos
geológicos en el continente y en el mar. A través de la destilación y
refinamiento del mismo, se obtienen productos como la gasolina, el
queroseno y la nafta.” 3
El petróleo, actualmente, es la fuente energética más importante, en la
producción de energía para todo el mundo. Prácticamente, casi todos los
procesos productivos, al igual que la producción de energía eléctrica, como
1. RIVADENEIRA Marco, BABY Patrice, BARRAGÁN Roberto, “LA CUENCA ORIENTE: GEOLOGÍA Y PETRÓLEO”, Instituto Francés de Estudios Andinos, Quito, 2004, pág. 13.
14
el transporte mundial, dependen del petróleo. Esto se debe principalmente,
al bajo costo de su extracción, almacenamiento y transporte hasta los
lugares donde es vendido.
Asimismo, hay que mencionar, que el petróleo es un recurso no renovable,
al igual que los minerales, el cual tiene una cantidad límite, en cuanto a su
extracción. Algún día, aunque lejano, este recurso se va a agotar.
Por ende, no es un recurso infinito, con el cual podremos contar sin
limitaciones.
2.3 Variedades del petróleo 4
Los petróleos crudos son mezclas complejas que contienen muchos
compuestos hidrocarburos que varían en apariencia y en composición entre
campos petroleros.
Los crudos tienen consistencias que van, desde los que son fluidos como el
agua, hasta los que parecen sólidos de tipo alquitrán y en términos de color
hay algunos claros y otros incluso negros. Un petróleo crudo promedio
contiene cerca de 84% de carbón, 14% de hidrógeno, 1-3% de azufre y
menos de 1% de nitrógeno, de oxígeno, de metales y de sales. Los petróleos
crudos se clasifican generalmente como parafínicos, nafténicos o aromáticos
con base en la proporción predominante de moléculas de hidrocarburos
similares. Los crudos de base mezclada tienen cantidades variables de cada
15
tipo de hidrocarburo. La alimentación base de las refinerías generalmente
consiste de mezclas de dos o más petróleos crudos distintos.
Barriles de petróleo
Clasificación
La clasificación se basa en tres características importantes que posee el
petróleo y son: por el contenido de azufre, por el contenido de parafina y por
la gravedad.
Por el contenido de azufre
Pueden ser Agrios y Dulces. Los petróleos Agrios tienen gran cantidad de
azufre y se consideran de mala calidad para comercializarlos; Los Dulces no
tienen o tienen poco contenido de azufre y son de buena calidad.
Por el contenido de Parafina.
Según el contenido de parafina se diferencian tres tipos de petróleos: de
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Los de base parafínica contienen poco o nada de cera parafínica, los de
base asfáltico contienen grandes cantidades de material asfáltico y los de
base Mixta se componen de cera parafínica y material asfáltico.
Por la gravedad.
Según la gravedad pueden ser livianos, medianos y pesados. Los livianos
tienen más de 30 grados API, los medianos entre 22 y 29 grados API y
pesados entre 10 y 21 grados API. Si los hidrocarburos son menores de 10
grados API se consideran asfaltos o también se les llama extrapesados.
Hay que tomar en cuenta que existen parámetros internacionales aplicados
al petróleo, como los del Instituto Americano del Petróleo (API) que fijan las
normas de calidad del mismo, y que a la final afecta al precio final. Así, a
más grados API, mejor es su calidad.
El grado API es la unidad de medida americana para representar la densidad
del petróleo y sus derivados. El crudo del Ecuador (Oriente) tiene un
promedio de 30 grados API, que equivale a un crudo de buena calidad.
En el petróleo se encuentran compuestos hidrocarbonatos los mismo que
pertenecen a varias familias de hidrocarburos como pueden ser parafinas,
17 2.4 Origen del petróleo5
El origen del petróleo es todavía tema de debate entre los científicos. Si bien
la hipótesis más aceptada es la que le atribuye un origen orgánico, hay otras
opciones para explicar su origen.
Hipótesis inorgánica
Esta hipótesis sostenida por el científico químico ruso Mendelejeff, dice que
el petróleo se originó por la acción del agua sobre acetiluros metálicos con
producción de metano y acetileno. La presión y la temperatura originaron
luego otras reacciones y polimerizaciones formando los otros componentes
del petróleo. Diversas informaciones de origen geológico (en los yacimientos
de petróleo se han hallado siempre restos fósiles de animales y vegetales)
han hecho que esta teoría fuera casi abandonada.
Hipótesis orgánica-vegetal y orgánica animal
Según los científicos Kramer y Engler respectivamente, dicen que el
petróleo se formó por descomposición lenta a presión elevada y al abrigo de
grandes depósitos de algas marinas (hipótesis vegetal) o de restos de
pequeños animales (hipótesis animal) ayudada por el calor que esa gran
presión originó. La teoría se basa en que durante la era terciaria, en el fondo
de los mares se acumularon restos de peces, invertebrados y de algas,
quedando sepultados por la arena y las arcillas sedimentadas.
18
Las descomposiciones, provocadas por microorganismos, acentuadas por
altas presiones y elevadas temperaturas posteriores, dieron origen a
hidrocarburos. Al comenzar la era cuaternaria los movimientos orgánicos
convulsionaron la corteza terrestre y configuraron nuevas montañas, la
cordillera de los andes entre ellas. Los estratos sedimentarios se plegaron y
el petróleo migró a través de las rocas porosas, como las areniscas, hasta
ser detenido por anticlinales (pliegues con forma de A) y por fallas que
interrumpieron la continuidad de los estratos. El petróleo ocupa los
intersticios de rocas sedimentarias muy porosas, acompañado habitualmente
de gas natural y de agua salada.
2.5 Fases para la extracción del petróleo 6
Exploración
1.- Identificación de áreas de interés.
Con esta etapa se inicia la exploración en una región virgen o desconocida.
Se trata de una fase preliminar en la que se utilizan métodos indirectos como
la geología de superficie (se toman muestras de rocas) o geología de
campo, reconocimiento desde el aire (radares y métodos aeromagnéticos y
aerogravimétricos) y espacio, geoquímica y geofísica.
19
Esta fase permite identificar áreas con características favorables a la
existencia de hidrocarburos en el subsuelo.
2.- Detección de trampas.
Cuando ya se detectó el área de interés, se procede a identificar las tramas
o estructuras que pudieran contener petróleo. Para esta fase se utilizan
métodos geofísicos de alta tecnología como la sísmica tridimensional (3D) y
métodos avanzados de visualización e interpretación de datos. En esta
etapa se definen en forma detalla las trampas de hidrocarburos
(denominadas prospectos) y se jerarquizan según las reservas estimadas y
su potencial valor económico.
3.- Verificación de la acumulación.
Cuando se han identificado los prospectos, se decide dónde perforar los
pozos exploratorios, único medio seguro de comprobar si realmente hay
petróleo. Durante esta etapa, el geólogo extrae la información de los
fragmentos de roca cortados por la mecha (ripios) detectando estratos
(capas) potencialmente productores. La perforación exploratoria es una
operación muy costosa y de alto riesgo, tanto por la interpretación geológica,
la pericia y el tiempo requeridos, como por los riesgos operacionales que
implica. Estadísticamente, de cada diez pozos exploratorios que se perforan
20 Explotación
La explotación consiste en extraer el hidrocarburo por medio de la
perforación de pozos, el área de yacimientos estudiara la zona y realizara un
arreglo de pozos a perforar. Se perforan los pozos y se alinean a batería,
que es a donde llegara todo el hidrocarburo que sale del pozo.
Almacenamiento del crudo
Una refinería no se abastece normalmente directamente a partir del
yacimiento de petróleo, dado que en entre uno y otro punto suele producirse
un transporte intermedio por buque cisterna (petroleros) o por oleoducto. Por
ello, el crudo (petróleo bruto) se almacena tanto en el punto de embarque
como en el del desembarque.
Almacenamiento en la refinería
Las refinerías disponen de numerosos depósitos al comienzo y al final de
cada unidad de proceso para absorber las paradas de mantenimiento y los
tratamientos alternativos y sucesivos de materias primas diferentes.
Asimismo, para almacenar las bases componentes de otros productos
terminados que se obtienen a continuación por mezcla, y para disponer de
una reserva de trabajo suficiente con el fin de hacer frente a los pedidos y
cargamentos de materia prima que les llegan.
21
Solamente una pequeña parte de los consumidores puede ser abastecida
directamente, es decir por un medio de transporte que una de forma directa
al usuario con la refinería. Por este motivo, es más eficaz y económico
construir un depósito-pulmón, Terminal de distribución, surtido masivamente
por el medio de transporte que viene de la refinería, ya sean oleoductos de
productos terminados, buques (para depósitos costeros), barcazas fluviales,
vagones cisterna o camiones cisterna. Estos depósitos suelen estar
ubicados cerca de los grandes centros de consumo (ciudades, polígonos
industriales, etc.). Desde estos depósitos, salen camiones de distribución
que llevan el producto al consumidor final.
Almacenamiento del petróleo
Transporte
En el mundo del petróleo los oleoductos y los buques tanques son los
22
descubrimiento y explotación de un yacimiento es su traslado hacia los
centros de refinación o a los puertos de embarque con destino a la
explotación.
Para ello se construye un oleoducto, trabajo que consiste en unir tubos de
acero a lo largo de un trayecto determinado, desde el campo productor hasta
el punto de refinación y/o de embarque. La capacidad de transporte de los
oleoductos varía y depende del tamaño de la tubería. Es decir, entre más
grande sea el diámetro, mayor la capacidad. Estas líneas de acero pueden ir
sobre la superficie o bajo tierra y atraviesan la más variada topografía.
En la parte inicial del oleoducto una “estación de bombeo” impulsa el
petróleo y, dependiendo de la topografía por donde éste pase, se colocan
estratégicamente otras estaciones para que le permitan superar sitios de
gran altura.
Los oleoductos disponen también de válvulas que permiten controlar el paso
del petróleo y atender oportunamente situaciones de emergencia. El gas
natural se transporta en idénticas circunstancias, pero en este caso la
tubería se denomina “gasoducto”. Hay ductos similares que cumplen
funciones específicas: poliductos para gasolina y otros derivados;
propanoductos para gas propano, combustoleoductos para combustóleo,
etc.
23
Trasporte del petróleo a través de oleoductos
Refinado
Para obtener productos de características precisas y utilizar de la manera
más rentable posible las diversas fracciones presentes en el petróleo, es
necesario efectuar una serie de operaciones de tratamiento y transformación
que, en conjunto, constituyen el proceso de refino o refinación de petróleos
crudos.
El petróleo llega a las refinerías en su estado natural para el procesamiento.
Una refinería es un enorme complejo donde ese petróleo crudo se somete
en primer lugar a un proceso de destilación o separación física y luego a
procesos químicos que permiten extraerle buena parte de la variedad de
componentes que contiene. El petróleo tiene una gran variedad de
compuestos, al punto de que de él se pueden obtener por encima de 2000
productos. En las destilerías se destila fraccionadamente al petróleo. Como
está compuesto por más de 1000 hidrocarburos, no se intenta la separación
individual de cada uno de ellos. Es suficiente obtener fracciones, de
24
dos temperaturas prefijadas. La operación requiere de varias etapas; la
primera de ellas es la destilación primaria, o topping.
Foto de refinería
Proceso De Topping o Destilación Primaria
El crudo se calienta a 350°C y se envía a una torre de fraccionamiento,
metálica y de 50 metros de altura, en cuyo interior hay numerosos "platos de
burbujeo". Un plato de burbujeo es una chapa perforada, montada
horizontalmente, habiendo en cada orificio un pequeño tubo con capuchón.
De tal modo, los gases calientes que ascienden por dentro de la torre
atraviesan el líquido más frío retenido por los platos. Tan pronto dicho líquido
desborda un plato, cae al inmediato interior.
La temperatura dentro de la torre de fraccionamiento queda progresivamente
graduada desde 350°C en su base, hasta menos de 100°C en su cabeza.
25
mientras que, de platos ubicados a convenientes alturas, se extraer diversas
fracciones. Estas fracciones reciben nombres genéricos y responden a
características bien definidas, pero su proporción relativa depende de la
calidad del crudo destilado, de las dimensiones de la torre de
fraccionamiento y de otros detalles técnicos.
De la cabeza de las torres emergen gases. Este "gas de destilería" recibe el
mismo tratamiento que el de yacimiento y el gas seco se une al gas natural
mientras que el licuado se expende en garrafas. Las tres fracciones líquidas
más importantes son (de menor a mayor temperatura de destilación):
-Naftas: Estas fracciones son muy livianas (0,75 g/ml) y de baja temperatura
de destilación: menor a 175°C. Están compuestas por hidrocarburos de 5 a
12 átomos de carbono.
-Kerosenes: Los kerosenes se destilan entre 175°C y 275°C, siendo de
densidad mediana (0,8 g/ml). Sus componentes son hidrocarburos de 12 a
18 átomos de carbono.
-Gas oil: El gas oil es un líquido denso (0,9 g/ml) y aceitoso, que destila entre
275°C y 325°C. Sus hidrocarburos poseen más de 18 átomos de carbono.
Queda un residuo que no destila: el fuel oil, que se extrae de la base de la
torre. Es un líquido negro y viscoso de excelente poder calorífico: 10000
cal/g. Una alternativa es utilizarlo como combustible en usinas
termoeléctricas, barcos, fábricas de cemento y de vidrio, etc. La otra, es
someterlo a una segunda destilación fraccionada: la destilación conservativa,
o destilación al vacío, que se practica a presión muy reducida, del orden de
26
descriptas se separan nuevas fracciones que, en este caso, resultan ser
aceites lubricantes, livianos, medios y pesados, según su densidad y
temperaturas de destilación. El residuo final es el asfalto, imposible de
fraccionar.
Destilación Secundaria o Cracking
Se entiende por cracking (romper en inglés) a los procedimientos de calor y
presión que transforman a los hidrocarburos de alto peso molecular y punto
de ebullición elevado, en hidrocarburos de menor peso molecular y punto de
ebullición.
Hidrocarburos de muchos átomos de carbono no constituyentes de naftas,
rompen su cadena y forman hidrocarburos de pocos átomos de carbono
constituyentes de las naftas. Con el desarrollo de los motores a explosión, se
hizo necesario aumentar la producción de las diferentes variedades de nafta.
El cracking halló respuesta a esa demanda. Hay muchos procedimientos de
craqueo.
Craqueo térmico en dos etapas
Se inicia la operación de carga con un petróleo reducido al 50%. La carga
llega a un horno tubular donde la temperatura alcanza a 480°C y de allí pasa
a la cámara de reacción, en la que se trabaja a 20 atmósferas y donde el
craqueo se produce en función del tiempo.
La cámara se descarga y los hidrocarburos líquidos y vaporizados son
llevados a una torre evaporadora en la que se separan en tres componentes:
gas, nafta de cracking y diesel-oil, que son fraccionados en una torre
27
El fuel-oil se extrae por la parte inferior de la torre evaporadora. Del fondo
del rectificador se extrae gas-oil que se envía a un horno tubular de craqueo
donde la temperatura es elevada a 525°C y de allí se junta con la del horno
tubular pasando a la torre de craqueo siguiendo el ciclo.
El proceso de craqueo térmico, o pirólisis a presión, se desarrolló en un
esfuerzo por aumentar el rendimiento de la destilación. No obstante, la
eficiencia del proceso era limitada porque, debido a las elevadas
temperaturas y presiones, se depositaba una gran cantidad de coque
(combustible sólido y poroso) en los reactores. Esto, a su vez, exigía
emplear temperaturas y presiones aún más altas para craquear el crudo.
Más tarde se inventó un proceso en el que se recirculaban los fluidos; el
proceso funcionaba durante un tiempo mucho mayor con una acumulación
de coque bastante menor. Muchos refinadores adoptaron este proceso de
pirólisis a presión.
Craqueo catalítico con catalizador fluido
Este craqueo produce naftas de mejor calidad usando menores presiones. El
empleado es una arcilla sólida y pulverizada que en forma de polvo fino se
envía por una corriente de aire, comportándose como un fluido.
El proceso es el siguiente: la carga es un gas-oil que se vaporiza pasando
por un horno vaporizador. La brea se separa en una torre y los vapores
pasan a un horno recalentador donde se calientan a 500-510°C.
Los vapores se mezclan con el catalizador que viene de y la mezcla llega a
la cámara de reacción a reactor, donde se produce el cracking a presión
28
Los vapores ya transformados y la arcilla llegan a un separador donde las
arcillas caen por gravitación y pasan a un horno regenerador que las depura
quitándoles el carbón adherido para ser utilizadas nuevamente. Los vapores
siguen a una torre fraccionadora de cuya cabeza se extrae nafta de gran
poder octánico (70,80), de la parte media gas-oil que se lleva al cracking
térmico y por la inferior un producto que vuelve al sistema por un reciclo.
2.6 Cadena de valor del petróleo 7
Cadena de valor del petróleo
Este proceso inicia con la explotación petrolera realizada por Petroecuador,
Petroamazonas y las compañías privadas (fase 1), sobre todo en la región
Amazónica. Una vez extraído el crudo, se lo transporta desde su lugar de
explotación hacia el centro de fiscalización a través de un sistema de
poliductos, donde se lo cuantifica. Posteriormente, se lo transporta mediante
el Oleoducto de Crudos Pesados (OCP) y el Sistema de Oleoducto
Transecuatoriano (SOTE) (fase 2). El crudo transportado tiene dos destinos:
29
Una parte se entrega en las refinerías para su industrialización (fase 3) y otra
se entrega en los diferentes puertos para proceder a su exportación (fase 4).
Por otro lado, debido a que la demanda interna de derivados del país es
mayor a la cantidad producida por las refinerías, se importan derivados
desde diferentes destinos (fase 5), los cuales se suman a los producidos en
refinerías locales y son comercializados por Petroecuador y por compañías
privadas a lo largo del país (fase 6).
2.7 Reservas de petróleo en Ecuador
Al cumplirse cuarenta años del boom petrolero, la quimera del oro negro está
llegando a su fin. Las cifras reales de producción y reservas, señalan un
horizonte hidrocarburífero de apenas diez años; es decir, los ecuatorianos
contamos con poco más de una década para introducir cambios a la matriz
energética y económica, en función de volverle al país menos dependiente
del petróleo.
La importancia del petróleo en la economía nacional, como fuente
generadora de los ingresos que financian en gran medida el Presupuesto
General del Estado y como materia prima de una industria que requiere de
elevadas inversiones para su desarrollo, ha inducido a diferentes
profesionales e instituciones técnicas a realizar estudios sobre la magnitud
de las reservas hidrocarburíferas y a proponer alternativas de producción en
el corto, mediano y largo plazos.
Muchos son los informes que se han reportado al respecto, pero ante la
30
descubiertos u operados por las compañías de prestación de servicios,
resultó imprescindible unificar criterios para, en base a cifras confiables,
planificar el futuro de la industria petrolera nacional.
Para una mejor comprensión de la información, es conveniente revisar
ciertos conceptos relacionados con el tema.
José Salgado Defranc, en el documento no publicado “ANÁLISIS DE LAS
RESERVAS DE PETRÓLEO DEL ECUADOR”, señala que hay pasos que se
siguen para establecer el monto de reservas en un campo petrolero.
“1. Con la geofísica se llega a establecer el tamaño y la forma de una
estructura geológica, en la cual se considera que existe petróleo. En caso de
existir estructuras vecinas ya productoras, se las toma como referencia para
estimar el petróleo original en sitio (POES) y las reservas que probablemente
se llegarían a extraer. En estas mismas estructuras, de ser conveniente, se
corre sísmica adicional 3D para precisar de mejor manera la cantidad de
POES en función del conocimiento de variables como porosidad,
saturaciones de petróleo y agua, viscosidades del crudo y agua. Estas
reservas aún no tienen la categoría de reservas probadas. “8
31
“2. La perforación de uno o más pozos exploratorios permite comprobar la
presencia de petróleo, así como las características de la formación geológica
y las de los fluidos de petróleo, gas natural y agua. Con esta información,
más la proveniente de la geofísica, se calcula el POES y un factor de
recuperación para establecer el volumen de reservas probadas. Luego, con
la perforación de pozos de avanzada y desarrollo se afinan los cálculos para,
a medida que se extraen los fluidos nombrados y la obtención de una mejor
información del yacimiento, proceder periódicamente a corregirlos con el fin
de incrementar el conocimiento del mismo. La denominada simulación de
yacimientos se aplica en esta etapa con la finalidad de predecir el
comportamiento de la producción futura de petróleo.” 9
TIPOS DE RESERVAS
Se puede decir que a todo el volumen de hidrocarburos existentes en un
área se denomina RECURSOS, y la identificación de las condiciones
necesarias para la acumulación, la comprobación de su existencia y la
posibilidad de explotación de los hidrocarburos, hacen que parte de estos
recursos se conviertan en RESERVAS.
32 2.7.1 RESERVAS PROBADAS
Una reserva probada es el volumen de hidrocarburos cuya existencia ha sido
verificada por medio de información confiable obtenida de perforaciones,
registro de pozos, análisis de núcleos y fluidos, pruebas de producción, etc.
“En todos los campos petroleros del país, las reservas probadas originales al
31 de diciembre de 2005 ascendieron a la suma de 8.296’546.322 barriles.
De este total 6.559'371.597 barriles corresponden a campos en producción y
1.737'174.724 a campos en no producción.
Según informa el periódico El Hoy del 11 de enero de 2012, la actividad
exploratoria ha significado la incorporación de 33'000.000 barriles en el año
2010 y 18'000.000 barriles en el año 2011. Al no ser información oficial, en
este documento hemos preferido no sumar estos valores al gran total de
reservas probadas hasta que las autoridades pertinentes den la información
oficial. En todo caso, de acuerdo a la información proporcionada por el diario
capitalino, podemos percatarnos de que las nuevas reservas encontradas
corresponden a valores mínimos.
Respecto al total de 8.296'546.322 de reservas probadas, es necesario
realizar la misma precisión que antes realizamos al indicar los datos del
POES. Se debe restar los 315'686.000 que como reservas probadas se
asignaban al campo Pungarayacu y a futuro se deberá añadir lo que el
33
recuperación no será primaria, sino mejorada, lo cual implica que los costos
de extracción serán bastante elevados. “10
2.7.2 RESERVAS PROBABLES Y POSIBLES
En cuanto a las reservas probables y posibles, es el volumen de
hidrocarburos que pudiera provenir de rocas de acumulación identificadas
pero que aún no han sido perforadas.
“Las reservas probables llegan a la cifra de 371’936.423 barriles y las
reservas posibles alcanzan la cifra de 523’426.241 barriles. A estas últimas
se les asigna un porcentaje de éxito o de probabilidad de ocurrencia del
50%. No se cuenta con información que permita considerar que estas
reservas, o por lo menos una parte, hayan pasado a la categoría de
probables y luego de probadas.” 11
2.7.3 RESERVAS REMANENTES EN LOS CAMPOS EN PRODUCCIÓN
La reserva remanente es la cantidad de petróleo que queda en el yacimiento
luego de un determinado período de producción.
34
“Las reservas remanentes son los volúmenes de hidrocarburos
recuperables, cuantificables a cualquier fecha posterior al inicio de la
producción comercial y que todavía permanecen en el yacimiento. De
acuerdo a esta definición, las reservas remanentes se obtienen de los
campos en producción, pues son los únicos que presentan producción
comercial de petróleo.
Estas reservas son el resultado de la diferencia entre las reservas probadas
originales de los campos en producción menos la producción acumulada, y
son cuantificadas por el Ministerio de Recursos Naturales No Renovables al
31 de diciembre de cada año. Si se parte del dato de que las reservas
probadas originales en campos en producción en el Ecuador se calcularon
en 6.559'371.597 y se resta la producción acumulada al 31 de diciembre del
2011 de 4.882'997.081, llegaremos a la conclusión de que las reservas
remanentes en nuestro país llega a 1.676’374.516 barriles. Si se suma el
dato de los 51 millones dado por el periódico El Hoy, las reservas
remanentes se situarían en 1.727 millones de barriles.
Cabe indicar que entre el 31 de diciembre del 2005 y el 31 de diciembre de
2011, estas reservas se redujeron en 1.097’742.445 barriles, a un ritmo
promedio anual de 182’957.074 barriles. De continuar con las actuales tasas
de extracción de petróleo, sin tomar en cuenta las reservas probadas de los
campos en no producción, el Ecuador tendría petróleo para unos 10 años
más.”12
35
2.7.4 RESERVAS PROBADAS EN LOS CAMPOS DE NO PRODUCCIÓN
“Se sitúan en 1.737'174.724 barriles. De éstos, 950'722.240 barriles
pertenecen a los campos del denominado proyecto
Ishpingo-Tambococha-Tiputini (ITT). En este caso también es recomendable restar los 315
millones de barriles del campo Pungarayacu, por las consideraciones
realizadas anteriormente.”13
2.7.5 OTRAS RESERVAS DE PETRÓLEO DEL ECUADOR
Imagen Reservas de Petróleo en Ecuador
36
EL CAMPO ISHPINGO-TAMBOCOCHA-TIPUTINI (ITT)
“En el caso del campo ITT existe la posibilidad de explotar 920´000.000
barriles durante 25 años, divididos en 412’000.000 barriles de reservas
probadas y 508’000.000 barriles de reservas probables. El perfil de
producción para el caso de los 920´000.000 barriles se caracteriza por una
media de producción de 100.000 barriles por día durante 25 años, con un
máximo de 190.000 barriles por día luego de 2 años de iniciada la
producción, y un mínimo de 50.000 barriles por día después de los 25 años.
La densidad promedio del petróleo del ITT es de 14.7°API (con crudo de
13.8 a 15.4 °API).”14
Entonces las reservas de petróleo no son sino una suposición de cuánto
petróleo hay bajo el suelo. Son un cálculo de cuanto petróleo se puede sacar
de los yacimientos conocidos. Son, por lo tanto, una estimación que implica,
al menos tres factores: los yacimientos de petróleo ya comprobados, la
tecnología disponible y el volumen de crudo extraído hasta el momento.
37
CAPÍTULO 3
ANTECEDENTES DEL PETRÓLEO
EN ECUADOR
3.1 PRIMEROS INDICIOS
“En Ecuador se explota petróleo en dos zonas: en la Península de Santa
Elena y en la Amazonía.
La historiadora Jenny Estrada, en su libro “Ancón”, señala que el petróleo de
la península de Santa Elena se conocía desde antes de la llegada de los
españoles a estas costas. Los nativos lo llamaban copey o copé, luego se
explotó primitivamente esos yacimientos y la producción se exportaba al
Perú, para la fabricación de brea.”15
El padre Juan de Velasco en su “Historia del Reino de Quito” da cuenta que
en los pueblos de Chanduy y Chongón (hoy provincia de Santa Elena)
existían diversos manantiales perennes naturales de alquitrán y brea, que se
utilizaban para calafatear los barcos.
Recién a mediados del siglo XIX se conocen datos ciertos sobre la
existencia del petróleo en nuestro país. El geógrafo ecuatoriano, Manuel
Villavicencio, en su libro (1858) “Geografía sobre el Ecuador” relata que
15. GORDILLO, Ramiro, “¿EL ORO DEL DIABLO? ECUADOR: HISTORIA DEL PETRÓLEO”, Corporación Editora Nacional,
38
encontró presencia de asfalto y alquitrán en el río Hollín, y en los
manantiales salitrosos de la cordillera del Cutucú, provincia de Morona
Santiago.
3.2 Hallazgo de petróleo en cantidades comerciales
“La Península de Santa Elena, hoy provincia del mismo nombre, es el lugar
donde se desarrollaron las primeras actividades hidrocarburíferas en el país,
que datan de comienzos del siglo XX, con la perforación del pozo
exploratorio Ancòn 1 a cargo de la compañía inglesa Anglo Ecuadorian Oil
Fields, en el año 1911, el cual arrojó un crudo de 32º API”.16
“Para 1919, la Anglo perforó el pozo Ancòn 4 tuvo un pico de producción de
tres mil barriles diarios de crudo 32º API. En 1925 se tiene registrada una
producción anual de 130.365 barriles. En 1940 construyó la refinería La
Libertad (que todavía funciona) con dos plantas de destilación primaria
para procesar mil barriles por día de crudo”. 17
“Estas actividades estuvieron caracterizadas por privilegios y concesiones a
varias compañías extranjeras sin beneficio para el Estado ecuatoriano.
Actualmente en esta zona se extrae crudo de 32 grados, considerado como
uno de los mejores por su mayor facilidad para la refinación, aunque en muy
pequeña cantidad.
16. Informe Estadístico 1972-2006, Gerencia de Economía y Finanzas, Planificación Corporativa de Petroecuador, Informe
Estadístico 1972-2006, Quito, pág. 32
39
Desde1927, se produjo un incremento sustancial de la producción petrolera
de la compañía Anglo en esa región, de 3000 barriles diarios de promedio
anual, continuó incrementándose consistentemente hasta 1955 cuando
alcanzó su máximo nivel con cerca de 10 000 barriles por día de promedio
anual”. 18
3.3 La historia petrolera del Litoral ecuatoriano 19
-En 1878, se otorga la primera concesión, a favor del ciudadano colombiano
M.G.Mier, para que pueda extraer de los terrenos comprendidos en la
urisdicción de la parroquia Santa Elena toda especie de sustancias
bituminosas que en ellos se encuentren, tales como petróleo, brea y
kerosene.
-En 1885 el italiano Salvador Viggiani consolida los derechos de varios
concesionarios de esos suelos.
-En 1886, el Congreso de la República expide el Primer Código de Minería
del Ecuador, que declara la propiedad estatal sobre minas, pero que
reconoce el dominio particular sobre la superficie del terreno que las cubra.
-En 1890, El Congreso reforma el Código de Minería e introduce una
enmienda que permite el arrendamiento de las minas hasta por 50 años,
disposición que fue derogada por el Congreso de 1901.
18. GORDILLO, Ramiro, “¿EL ORO DEL DIABLO? ECUADOR: HISTORIA DEL PETRÓLEO”, Corporación Editora Nacional,
2003, Quito, pág. 35
40
-En 1902, se concede a Salvatore Viggiani derechos sobre los yacimientos
Carolina, Las Conchas y Santa Paula, en una extensión de 1.200 hectáreas.
Estos yacimientos se otorgaron más tarde al Dr. Francisco Illescas, quien
traspasó el dominio a la empresa Carolina Oil Company. (La concesión
caducó en 1972 y desde 1973 los campos revirtieron al Estado, a través de
CEPE, que recién en 1976 asumió su explotación).
-En 1909, se firmó el contrato para la exploración y explotación de minas y
yacimientos de petróleo, asfalto y gas natural, a favor de Carlton Granville
Dunne.
-En 1909, la firma Medina Pérez obtiene derechos para explorar y explotar
petróleo de 23 yacimientos repartidos en una superficie de 8.900 hectáreas.
Para ello funda la empresa Concepción Ecuador Oil Limited.
-En 1911, llegaron al Ecuador los primeros equipos manuales de perforación
a percusión, importados desde Inglaterra por el geólogo francés Carlos Van
Isschot.
-En 1911, se perforó el primer pozo petrolero en la Península de Santa
Elena, denominado Ancón 1, con resultados positivos. Desde esa fecha se
inició la explotación de petróleo en el Ecuador.
-En ese mismo año, el Presidente Leonid as Plaza Gutiérrez promulgó el
Código de Minería reformado, que declara de propiedad estatal al petróleo y
demás sustancias sólidas.
-En 1916, se formó, en Guayaquil, la compañía Mine Williamson y Co., para
explotar el petróleo de la Península de Santa Elena (hoy provincia del mismo
41
-En 1919, se funda, en Londres, la Anglo Ecuadorian Oilfields Limited para
explorar yacimientos en la Península de Santa Elena. La empresa se instaló
en Guayaquil, en 1923, y obtuvo -por traspaso- los derechos de la empresa
Mine Williamson.
-En 1921, el Presidente José Luis Tamayo expidió la Primera Ley sobre
yacimientos o depósitos de hidrocarburos, inspirado por un abogado
extranjero que entonces estaba de paso por el país.
-En 1929, la empresa Petrópolis Oil Company obtuvo una concesión de
1.200 hectáreas en la Península de Santa Elena. Sus estructuras resultan
positivas y acrecientan el interés por otras áreas de la región.
-En ese mismo año, la sociedad conformada por Ecuadorian Oilfields Limited
y Juan Xavier Marcos obtuvo concesiones en esta zona.
-En 1933, se crea la Dirección General de Minas y Petróleos, adscrita al
Ministerio de Obras Públicas, y se nombra a su primer director, justamente a
quien fuera gerente vitalicio de la Anglo, Enrique Coloma Silva.
-En 1937, durante la dictadura de Federico Páez se promulgó una nueva Ley
de Petróleos que facilitaba la apertura ilimitada del país a compañías
extranjeras.
-En 1938, el Jefe Supremo de la República, General Alberto Enríquez Gallo,
expidió el Decreto No 45, que introdujo modificaciones al contrato e
incrementó las regalías a la compañía Anglo, en beneficio del país.
-En 1941, la Compañía Petrolera Comercial de la Costa, Ecuapetrol, logró
una concesión que posteriormente la traspasó a Manabí Exploration
42
Esmeraldas, en la frontera con Colombia. Esta empresa se adjudicó tierras
en Daule, cerca de Guayaquil, que luego las traspasó, en 1950, a la
compañía Tennesee. Meses más tarde, se creó La Cautivo- Empresa
Petrolera Ecuatoriana, que ocupó el segundo lugar en importancia en la
Península, después de la Anglo.
-En 1954, la California Oil Company, subsidiaria de la Standard Oil
Company, obtuvo en concesión áreas para explotar en las costas del Golfo
de Guayaquil, en la cuenca de Manta y en la Provincia de Esmeraldas, en
Borbón. Los resultados son negativos y las concesiones devueltas.
-En 1957, se entregó en concesión a la empresa de Alberto Puig Arosemena
2.460 hectáreas.
-En 1964, la Junta Militar de Gobierno otorgó al Consorcio Texaco-Gulf, por
el lapso de 40 años, prorrogables por 10 más, una concesión de un millón
431 mil 450 hectáreas, en la región amazónica.
-En 1965, la Anglo Ecuadorian Oilfields Limited amplió sus concesiones en el
Litoral al recibir una adjudicación de 491 mil hectáreas para la explotación.
Los resultados de la búsqueda son negativos y por ello devolvió las áreas
adjudicadas.
-En 1967, la Compañía Anglo proclama que los yacimientos de la Península
de Santa Elena están casi agotados, por lo que su operación no es rentable,
por ello, determinó que desde esa fecha se dedicará a la refinación,
mediante la importación de mezclas de crudos y al monopolio en la
43
-En todo su período de explotación, la producción de la Península de Santa
Elena sirvió únicamente para atender el abastecimiento interno. Los saldos
exportables fueron muy bajos.
Entre 1928 y 1957, el país exportó 42 millones de barriles. Eso significó que
en casi tres décadas se vendió en el exterior un volumen similar a las
exportaciones de los primeros ocho meses de 1972, cuando se inició el
nuevo período petrolero en el Ecuador.
Primer pozo petrolero perforado en Ancón, provincia de Santa Elena.
3.4 Resumen de la Actividad Petrolera en el Oriente 20
-La primera concesión que se realizó en esta región, a una compañía
extranjera data de 1921, cuando la Leonard Exploration Co., de Nueva York,
EE.UU., obtuvo del gobierno ecuatoriano la concesión de un área de 25 mil
kilómetros cuadrados por más de 50 años, para estudiarla, explorar y
explotar.
30. Informe Estadístico 1972- 2006, Gerencia de Economía y Finanzas, Planificación Corporativa de Petroecuador, Quito,
44
La concesión se canceló 16 años más tarde porque se negó a pagar al
Estado una deuda de 126 mil sucres.
-En 1938, se concedieron 10 millones de hectáreas al grupo Royal Dutch
Shell, a un precio de cuatro centavos de sucre por hectárea, a través de una
compañía fantasma: la Anglo Saxon Petroleum Co., que en poco tiempo
transfirió sus acciones a la Shell, con el aporte de abogados y políticos
nacionales.
-En 1948, la empresa Shell devolvió al Estado parte de la concesión,
argumentando que no existe petróleo en la zona. Esta aseveración
determina que, en 1952, el entonces Presidente, Galo Plaza, luego de una
visita a la región amazónica, exprese la famosa frase: “El Oriente es un mito,
el destino ha querido que no seamos un país petrolero, sino agrícola”.
-En 1948, se decretó una nueva concesión de cuatro millones de hectáreas,
a 10 centavos de sucre por hectárea, a favor del Consorcio Estándar Royal
(Esso Shell).
-En la década de 1960, el Ecuador es víctima de una triste historia, cuando
se otorga una concesión de cuatro millones 350 mil hectáreas, a favor de
Minas y Petróleos del Ecuador, su presidente es un ciudadano austriaco:
Howard Steven Strouth, quien manda a acuñar una medalla de plata en la
que consta su efigie y la leyenda en el reverso que dice: “descubridor de
petróleo en el Oriente” y, en el anverso, un mapa de la concesión.
-Posteriormente, traspasó la concesión Coca Consorcio Texaco Gulf en una
suma millonaria, sin conocimiento ni autorización del gobierno nacional; por
45
contrato, en particular, se re servaba una actividad a Ecuador: el cobro de
regalías a los derivados que se obtenían con el petróleo.
-Howard Steven Strouth, vende las acciones de Minas y Petróleos a ocho
compañías internacionales y, él mismo, conforma una serie de empresas
fantasmas a las que sucesivamente traspasa acciones. Finalmente, negocia
el 75 por ciento de acciones con las compañías Norsul y Fénix de Canadá.
-Por toda esta serie de irregularidades, años más tarde, se decretó el
impuesto del 86% al traspaso ilegal de concesiones realizadas en el pasado
y se dispone que el consorcio Texaco-Gulf se constituya en Agente de
Retención de ese impuesto. Su producto se destina a la capitalización del
Banco Nacional de Fomento.
-El contrato con Minas y Petróleos caducó porque esta empresa se niega a
cumplir con la Ley de Hidrocarburos y a firmar un nuevo documento. A
CEPE le revierten todas sus áreas e instalaciones existentes.
-El Estado ecuatoriano licitó estas áreas, pero solo dos empresas presentan
ofertas: Kopex de Polonia y YPF de Argentina. La razón: la compañía Minas
y Petróleos boicoteó a las empresas interesadas en participar,
amenazándolas con demandas si firmaban contratos con el país.
-En 1964, la Junta Militar de Gobierno otorgó, por el lapso de 40 años,
prorrogables por 10 años más, una concesión de 1.4 millones de hectáreas
al consorcio Texaco - Gulf, pero el área disminuye debido a que en 1965,
mediante decreto se establece, que el límite de las áreas para exploración
46
-El 29 de marzo de 1967 brotaron 2.610 barriles diarios de petróleo del pozo
Lago Agrio No 1, a una profundidad de 10.171 pies de la concesión Texaco
Gulf. Exitoso encuentro que dio inicio a una nueva etapa petrolera en el
Ecuador.
-En 1968, aumentó el proceso para la explotación de áreas
hidrocarburíferas.
Solamente en los meses de julio y agosto se otorgaron concesiones a siete
empresas por cerca de cuatro millones de hectáreas.
-En 1970, la compañía William Brothers inició la construcción del sistema de
Oleoducto Transecuatoriano para transportar el crudo desde el Oriente hasta
Balao
-En 1971, el presidente Velasco Ibarra promulgó dos leyes importantes: la
Ley de Hidrocarburos y la Ley Constitutiva de la Corporación Estatal
Petrolera Ecuatoriana, CEPE, las que entraron en vigencia en 1972.
-En 1971, se revisó el contrato original de Texaco-Gulf y se obliga a la
empresa a devolver al Estado ecuatoriano 930 mil hectáreas.
-En 1972, en vísperas de iniciar las exportaciones de crudo Oriente, más de
cuatro millones de hectáreas de la región Amazónica y del Litoral están en
poder de diversas compañías extranjeras.
-Desde mediados de 1972, el sector petrolero asume importancia inusitada
en la estructura económica del país, porque produce cambios económicos
sustanciales en el comportamiento financiero del Ecuador.
Estos hechos enunciados rápidamente muestran la historia de las