El ONP empezó a operar el 24 de mayo de 1977. En sus más de 44 años de funcionamiento ya casi va por los mil millones (968,859 millones) de barriles transportados. Es oportuno recordar que el ONP se construyó para transportar el crudo obtenido del Lote 8, pero con el descubrimiento del Lote 1AB —que se llama actualmente Lote 192—, el negocio del transporte se replanteó: el Tramo I ha transportado el 30%, mientras que el ORN (que empezó a operar en 1978), el 70%. El ORN, el ducto adicional, representa más de las dos terceras partes del total transportado. En estas más de cuatro décadas de operación, la mayor parte del crudo se ha destinado para el consumo nacional (más de 680,000,000 barriles) y solo 280,000,000 para otros países. Esto último, en realidad, no refleja lo que ocurre actualmente. Antes, como el crudo era liviano, se destinaba para las refinerías Talara, Pampilla y Conchán. Hoy la mayor parte del crudo transportado es para exportación.
La diferencia entre el ORN y el Tramo I es mínima. Ambos presentan la misma tecnología e infraestructura. Entre uno y otro, en términos de inicio de operación, hay una diferencia de poco más de un año.
En algún momento estuvieron proyectadas las estaciones 2, 3 y 4, entre la 1 y la 5, en el Tramo I. Asimismo, estuvieron proyectadas dos estaciones más después de la 9, para bajar presión. En la década de 1970 se previó bombear 100,000 barriles y llegar incluso a los 200,000, pues el tubo permite tal flujo, en tanto que las bombas podían rendir hasta 150,000. Pero este escenario nunca se dio, pues el volumen en vez de aumentar, se redujo en el Tramo I.
Como se bombean actualmente 10,000 barriles desde la Estación Andoas no es necesario utilizar la Estación Morona. Si se tuviera que transportar 20,000 barriles desde la Estación Andoas, entonces haría falta rebombear desde la Estación Morona. En realidad, obedece al cálculo de secuencias muy precisas para optimizar la infraestructura del ONP.
Para mover el crudo por el ONP se cuenta con tres sistemas principales: Tramo I, ORN y Tramo II. En el caso del Tramo 1, se han cambiado las turbinas por motobombas, que son más eficientes para los crudos pesados. En el Tramo II, de la Estación 5 a Bayóvar, son equipos muy grandes, pues el volumen es mayor. En el Proyecto de Modernización, se tiene previsto cambiar las turbinas de la Estación 5, 6, 7, 8 y 9 por electrobombas. Con el paso de los años, muchas zonas a lo largo del Oleoducto se han ido urbanizando y ya cuentan con energía eléctrica. Pasar de los generadores eléctricos a un sistema interconectado eléctrico abarata considerablemente el costo del bombeo. Pero no todo se reduce a costo sino también a rendimiento: una electrobomba presenta una eficiencia entre el 85 y 95%, mientras que una turbina tiene un 18% de eficiencia. El único inconveniente es la confiabilidad de la red eléctrica. El consumo de la energía eléctrica aún es bajo, por lo que se tiene una red con transformadores que no podrían satisfacer la demanda de las electrobombas.
Los riesgos sociales han pasado al primer lugar. Se trata básicamente de actos delictivos, como los cortes en la tubería, que se producen con sierra y esmeril. Se han hallado también pequeños cortes en el recubrimiento y baterías eléctricas al lado del tubo, con el propósito de generar corrosión y afectarlo internamente, a fin de causar un derrame que parezca falta de mantenimiento. Además, están las conexiones para robar (que normalmente se producen en la zona del desierto, cerca de Piura), a partir de un piquete, la colocación de una válvula manifold y una manguera, a fin de procesar este crudo en una refinería clandestina. Adicionalmente, se tiene la toma de las estaciones lo cual interrumpe la operación de bombeo, así como el retraso para la ejecución de los trabajos de mantenimiento a lo largo del ducto.
Entre la Estación 5 y la 7 hay mucha inestabilidad de terreno, es decir, deslizamiento y asentamiento de tierra, y desplazamiento de rocas, aparte de la acción hidráulica. El ONP pasa 49 veces por ríos. De hecho, cruza el Marañón en tres oportunidades. Esto genera mucho riesgo y, por tanto, exige un mayor control y mantenimiento, para resolver tanto los pits y los pinholes como contingencias más graves.
Los derrames en muchos de los casos generan una caída de presión, la misma que es detectada por el sistema SCADA, el cual alerta a los operadores, con lo cual se activa la paralización de la operación de bombeo y patrullaje inmediato de la zona estimada. Adicionalmente, los derrames pequeños se detectan en los patrullajes frecuentes que se realizan al derecho de vía.
Depende de muchos factores, siendo uno de los más serios el factor social. Si bien, la gran mayoría de comunidades colindantes con el ONP mantiene una actitud vigilante del ducto, existen personas y grupos que no han ocultado el uso de contingencias e instalaciones del ONP como medios de presión por agendas no relacionadas con la industria. En más de una oportunidad se ha impedido a los trabajadores de la Empresa entrar en la zona afectada por una contingencia. En alguna ocasión, el ingreso tardó tres meses. No solo es el costo de parar y la pérdida del crudo, sino también lo que implica el recojo del material vertido y la remediación. En ese caso, si se hubiese entrado al día siguiente, esa contingencia hubiese sido solo el 20% de lo que terminó siendo. La reparación fue rápida, pero la remediación tardó un año y medio. La comunidad consideró que mientras más tiempo se empozara el crudo más tardaría la remediación, lo cual iba a significar más trabajo para sus miembros. Por eso puso toda clase de pretextos durante la negociación.
Una reparación suele ser muy rápida, por lo general un día. Si el tubo se encuentra a dos, tres o más metros bajo tierra, llegar al punto y reparar puede demandar hasta cinco días. De hecho, lo que más demora es la remediación (entre un mes y un año).
La dispersión de los hidrocarburos tanto horizontal como verticalmente está ligada a varios factores, por ejemplo, el tipo de producto que se derramado, la viscosidad o gravedad específica, la textura del suelo, la porosidad y la gradiente hidráulica, entre otras. El petróleo se va a comportar diferente si cae sobre terreno arenoso o arcilloso. La arcilla tiene un grano fino y sirve como tapón natural, evitando que el petróleo se hunda, pues las partes superficiales se saturan y se forma una especie de escudo. Esto hace que el petróleo quede almacenado. Cuando se tiene un producto más viscoso y más pesado como es el petróleo que se transporta por el ONP, la situación cambia. Este tipo de crudo, aun cayendo sobre un terreno arenoso, difícilmente va a infiltrar tanto como la gasolina, un combustible más ligero. Eso significa que ante un derrame se tiene más tiempo para actuar, más aún si se tiene en cuenta que el terreno de la selva suele ser arcilloso.
Entre las técnicas que se pueden desarrollar para la remediación se tiene tratamientos fisicoquímicos (como la excavación de suelo contaminado, extracción del aire del suelo, bombeo y tratamiento de aguas subterráneas, enjuague de suelos y tratamientos químicos in-situ); biológicos (como la biodegradación in-situ, fitorremediación, landfarming, tratamientos ex-situ, on-site y off-site en biopilas y compostaje) y térmicos (como la incineración y desorción térmica), entre otros.
Existen muchas formas de remediar una zona que ha sido impactada. Se parte de una evaluación para determinar cuál será la metodología más apropiada, pues no hay una receta única. Si el derrame se ha producido cerca de una carretera, definitivamente se va a tener más facilidades para recoger la tierra y llevarla a otra zona. Pero si se ha producido en medio de la selva, transportarla resulta muy complicado.
La verificación de la eficacia de la remediación está a cargo del Organismo de Evaluación y Fiscalización Ambiental (OEFA). Previo al ingreso de OEFA se realiza una doble verificación. El remediador ingresa y realiza el monitoreo post remediación, para ello se determina una cantidad de puntos para el muestreo, que está en función de la extensión del área, establecidos en las guías y protocolos vigentes, para monitorear el suelo y, sobre todo, el agua.
En PETROPERÚ contamos con un staff de profesionales y equipos suficientes para la atención oportuna de los diferentes aspectos, tanto rutinarios como no rutinarios, que componen la gestión ambiental de una típica empresa de hidrocarburos. Sin embargo, y aun cuando internamente este personal tiene experticia específica en uno o más de los diferentes aspectos que integran el amplio espectro de materias y ramas asociadas con la gestión ambiental (entre ellos, la remediación ambiental), los profesionales antes mencionados se encuentran simultáneamente a cargo de diversas tareas de manejo y administración ambiental recurrentes y cotidianas que en conjunto permiten dar cumplimiento al cada vez más complejo marco normativo ambiental del Subsector Hidrocarburos.
En este marco, la contratación de empresas especializadas en remediación ambiental, bajo supervisión directa del operador de hidrocarburos, resulta -desde la perspectiva técnica- una alternativa válida para la obtención de los mejores resultados. Gracias a estas, las empresas de hidrocarburos logran cubrir, tanto en cantidad como en cualificación, los exigentes requerimientos de expertos y equipos necesarios para la correcta atención de derrames, eventos que por su naturaleza y características pueden llegar a sobrepasar la capacidad de una Empresa de afrontar, por medios propios, la respuesta a la emergencia, más aun si se consideran las diversas dificultades logísticas, técnicas y socioambientales que supone el trabajo en ecosistemas amazónicos. Estas condiciones, en el caso particular de PETROPERÚ, fueron agravadas por la frecuencia con la que se registraron los derrames por actos de terceros entre 2016 y 2020, situación que requirió del trabajo simultáneo en varios frentes.
Cabe precisar que esta práctica no es exclusiva de PETROPERÚ. De hecho, es característica de toda empresa de hidrocarburos, desde majors hasta empresas regionales o locales, tanto públicas como privadas. En casi la totalidad de casos, las compañías antes mencionadas buscan cubrir estas necesidades no recurrentes ni cotidianas por medio de la contratación de capacidades y experiencias de una empresa cuyo negocio principal gire en torno a la actividad especializada que se desea ejecutar. Estas empresas ponen a disposición de las petroleras experiencias actualizadas, expertas, de aplicación práctica en campo con solución real y efectiva de problemas y sin incremento significativo de carga laboral para aquellas, condiciones que la mera contratación directa de profesionales no garantiza necesariamente.
Ante la detección de un posible derrame, se activa inmediatamente el Plan de Contingencia de la Empresa, el cual establece los procedimientos y lineamientos para manejar este tipo de situaciones con un enfoque operativo y administrativo. Estos son de carácter estándar y se aplican en cualquier escenario. Adicionalmente, se formulan planes de respuesta específicos, según las características principales del evento ambiental y las condiciones del entorno en el cual ocurrió este.
Las fases de respuesta a una contingencia por derrame son:
El canal de contención del Tramo I del ONP es una instalación artificial construida por PETROPERÚ para alojar el Oleoducto y que funciona como una barrera de contención para confinar el crudo en caso de un derrame. Asimismo, cuenta con tapones de seguridad que impiden la salida hacia otros cuerpos de agua. Fue construido sobre terrenos pantanosos y tiene una longitud total de 275 kilómetros, lo que representa el 90% de la longitud del Tramo I (306 kilómetros).
Al respecto, en las contingencias presentadas, este canal ha mostrado que sí cumple con su función de contención, pues ha evitado que el derrame llegue a cuerpos de agua importantes. Esto corrobora su efectividad y hace innecesario su reemplazo. Asimismo, funciona como un mecanismo adicional para mitigar los riesgos de la gestión de transporte de hidrocarburos.
En relación con las mejoras operativas por implementar, se está trabajando para reducir el riesgo de rotura por pérdida de espesor en el ducto, toda vez que se ha inspeccionado con raspatubos inteligentes en su totalidad, se ha reforzado los sectores que presentaron anomalías significativas, y se continúa reforzando otros sectores con presencia de anomalías menos importantes, según el plan de mantenimiento preventivo.
De igual forma, se colabora con el Ministerio Público para que logre identificar y sancionar a los responsables de los cortes intencionales que afectaron el ONP entre 2016 y 2018.
El tendido de la tubería del ONP se realizó de acuerdo con los estándares internacionales vigentes al momento de su construcción, tomándose en cuenta la geografía y topografía del emplazamiento. Es decir, en determinadas zonas, por condiciones geográficas específicas, se requirió que el ducto no estuviera bajo tierra sino dentro de un canal de flotación que permitiese contener el hidrocarburo en caso de alguna rotura o avería.
El canal de flotación fue diseñado y construido para el tendido de aproximadamente 275 kilómetros de tubería de un total de 306 kilómetros del Tramo I del ONP. Su construcción siguió las mejores prácticas internacionales disponibles, tomando en cuenta la compleja geografía y topografía de los entornos que atraviesa.
El criterio de diseño del canal de flotación fue concebido con la finalidad de aislar el lecho de tendido del ONP de las zonas pantanosas y la sensible red hidráulica fluvial de la Amazonía peruana. De no existir este canal artificial, el hidrocarburo fugado se esparciría con mayor facilidad, pudiendo llegar a quebradas y ríos. En ese sentido, el canal de flotación artificial forma parte de la estructura del Tramo I y del sistema de contención ante emergencias ambientales, como son los derrames de petróleo.
Es importante mencionar que no existe actualmente normativa nacional ni internacional que prohíba la utilización de un canal de flotación para el emplazamiento de tuberías y como sistema de contención ante derrames.
El Oleoducto Norperuano se encuentra ubicado en las regiones costa, sierra y selva, y cada una tiene características particulares. En tal sentido, cuando ocurre un evento por derrame de hidrocarburos se realizan los estudios correspondientes para cada escenario, en los que se consideran varios factores para determinar los costos y el riesgo por cada operación. Entre ellos están el tiempo de permanencia de los hidrocarburos en contacto con el suelo antes de ser contenido y recuperado; un análisis del tipo de suelo afectado; la presencia o ausencia de cuerpos de agua; el/los tipo(s) de hidrocarburo(s) derramado(s); la disponibilidad de recursos y las condiciones logísticas desde y hacia los puntos de trabajo; la calidad, cantidad y disponibilidad de personal operativo necesario; y las tareas operativas necesarias para desarrollar los procesos de evacuación, almacenamiento temporal, transporte y disposición final de los residuos, entre otros.
Para el caso de los derrames ocurridos en la selva peruana, resulta evidente que el grado de accesibilidad y la ausencia de medios logísticos para acceder fácilmente a las áreas impactadas redunda directamente en mayores dificultades para desarrollar los trabajos y, en consecuencia, en mayores costos de operación.
Junto con las características de acceso logístico limitado, las propiedades de sensibilidad ambiental de las áreas afectadas, y la regulación ambiental local en materia de estándares de calidad ambiental para agua y suelo marcan una diferencia significativa con otros escenarios, países y operaciones de remediación.
Adicionalmente, en ambientes como los analizados, con presencia de bosques, lagunas, pantanos y marismas, las tareas de limpieza se deben realizar con el mayor cuidado. Por ello, resulta práctica común en la industria el contar con grandes contingentes de mano de obra que permitan realizar estos procesos de desbroce y limpieza selectivos, buscando siempre alcanzar los niveles de calidad ambiental establecidos por la autoridad ambiental peruana.
Para cada uno de los derrames ocurridos, desde PETROPERÚ desarrollamos un proceso de evaluación ad hoc, que incluye tanto la caracterización físico-química y biológica de las áreas de influencia de los eventos como la caracterización socioeconómica de las comunidades locales y sus zonas de uso de recursos naturales, con la finalidad de identificar y evaluar los potenciales impactos a los componentes relevantes del entorno.
Cabe precisar que estas evaluaciones incluyen un proceso sistemático de monitoreo ambiental enfocado al seguimiento y evolución de la rehabilitación de los suelos, aguas superficiales y sedimentos acuáticos, así como de la flora y fauna de las zonas remediadas, incluso luego de finalizadas las actividades de limpieza y remediación.
Las conclusiones del proceso de monitoreo servirán para definir si es necesario aplicar acciones de rehabilitación, en función del progreso de la recuperación ambiental observada.
Las diferentes evaluaciones realizadas hasta la fecha ponen de manifiesto que los impactos ocasionados por los derrames en el ONP presentan características de duración temporal (tiempo de permanencia del efecto hasta su desaparición por acción de medios naturales o mediante acciones correctivas), así como de reversibilidad (posibilidad que tiene el factor afectado, de regresar a su estado natural inicial por medios naturales, una vez que la acción deja de actuar sobre el medio) y recuperabilidad (posibilidad que el factor retorne a las condiciones previas aplicando medidas correctoras o de remediación) de corto a medio plazo.
Como parte de la evaluación ambiental y social de las áreas afectadas por las contingencias se han identificado las rutas de migración del petróleo o sus componentes hacia el entorno y el cuerpo humano. Asimismo, se han llevado a cabo procesos de monitoreo ambiental enfocados al seguimiento y evolución de la rehabilitación de los suelos, aguas superficiales y sedimentos acuáticos, así como de la flora y fauna de las zonas remediadas.
Cabe precisar que las normativas y estándares de calidad tanto a escala internacional como los legalmente vigentes en el Perú para diferentes medios (suelos, aguas, aire, etc.) y diferentes usos reconocen que puede existir cierto impacto residual (concentraciones) de compuestos antropogénicos (como los hidrocarburos del petróleo) que no suponen un riesgo para los receptores, ya sean estos ecológicos o humanos.
Al respecto, consúltese el numeral 31.1 del artículo 31 de la Ley 28611 (Ley General del Ambiente) que define al estándar de calidad ambiental (ECA) como la medida que establece el nivel de concentración o del grado de elementos, sustancias o parámetros físicos, químicos y biológicos, presentes en el aire, agua o suelo, en su condición de cuerpo receptor, que no representa riesgo significativo para la salud de las personas ni al ambiente.
Los resultados de los procesos de monitoreo ambiental obtenidos hasta la fecha avalan la efectividad de los trabajos de remediación desarrollados en las contingencias ocurridas en el ONP.
En ese sentido, se puede concluir que, en la actualidad, no hay vías o rutas de migración de los potenciales contaminantes hacia los receptores sensibles de tipo humano. Esto se debe, entre otros, a que, en la mayoría de los casos, los derrames fueron contenidos y confinados en las zonas de limpieza. Asimismo, las declaratorias de emergencia que se iniciaron en varios de los eventos ayudaron a limitar cualquier uso de recursos de las zonas afectadas durante el proceso de remediación, restringiendo así la exposición a receptores humanos.
Por estos motivos, no es posible verificar la relación entre la presencia de hidrocarburos totales de petróleo en el componente suelo y la afectación a la salud de los pobladores.
Cabe precisar, sin embargo, que PETROPERÚ ha puesto en marcha un proceso sistemático de monitoreo ambiental enfocado en el seguimiento y evolución de la rehabilitación de los suelos, aguas superficiales y sedimentos acuáticos, así como de la flora y fauna de las zonas remediadas. Las conclusiones del proceso de monitoreo servirán para definir si es necesario aplicar acciones de rehabilitación, en función del progreso de la recuperación ambiental observada.
El Organismo Nacional de Sanidad Pesquera (Sanipes), por medio de informes oficiales referidos a algunas contingencias ocurridas en el ONP, ha concluido que no existe relación entre los derrames de petróleo y la concentración anormal de metales pesados encontrados en el tejido de peces muestreados en zonas aledañas a algunos de los sectores donde ocurrieron derrames. Además, los crudos derramados no presentan en su composición los metales pesados encontrados en los peces.
De igual forma, los muestreos en el tejido de los peces realizados tanto por la autoridad ambiental como por PETROPERÚ en las zonas afectadas por los derrames de petróleo demuestran que estos no presentan impacto por hidrocarburos, incluso en aquellas áreas con trabajos de limpieza aún en proceso.
Los principales componentes de la contaminación de las aguas de los ecosistemas amazónicos no tienen su origen en la industria de hidrocarburos ni en sus eventuales contingencias, sino en actividades económicas y rurales-domésticas de diferentes naturalezas, que se desarrollan desde mucho tiempo atrás en diferentes lugares de los bosques del Perú. Sin embargo, PETROPERÚ mantiene un programa de monitoreo continuo en las zonas donde ocurrieron derrames, a fin de vigilar la evolución y recuperación de los entornos que fueron intervenidos.
Cuando se inicia una emergencia (contingencia) se programa -entre otras actividades- un monitoreo de los principales componentes ambientales involucrados, es decir, agua, suelos, sedimentos, recursos hidrobiológicos, flora, etc., tanto al inicio como en su fase intermedia y al final de la remediación.
Estos monitoreos se inician en las denominadas áreas de potencial interés, relacionadas con las zonas de influencia de la contingencia. Así, parte de ellos se efectúan en la zona donde discurrió el crudo, siguiendo su trayectoria. Si el río está en la trayectoria del derrame, también se efectúan los monitoreos que sean pertinentes, a fin de verificar que las trazas de hidrocarburos que pudieran haber llegado estén en una concentración dentro de los límites establecidos por la normativa peruana (estándar de calidad ambiental para agua).
Producido un derrame, es función del Ministerio de Salud (Minsa) definir si las fuentes de agua de consumo humano han sido afectadas o no. En todos los casos de las contingencias del ONP entre 2014 y 2020, no se ha determinado que las fuentes de agua de consumo humano hayan sido impactadas. Asimismo, el Servicio Nacional de Sanidad Pesquera (Sanipes) ha realizado los análisis respectivos y ha concluido que no existe relación entre la presencia de determinados metales en los peces de la Amazonía peruana y los recientes derrames.
En todo caso, de forma preventiva, desde PETROPERÚ efectuamos campañas médicas en las localidades cercanas a las contingencias, en coordinación con el Minsa, con el fin de verificar el estado de salud de los pobladores, y descartar que pudiera haber casos de afectación a la salud por exposición a hidrocarburos. Los resultados de estas numerosas atenciones de salud revelan que las dolencias detectadas en los lugares de las contingencias generalmente son por enfermedades intestinales y respiratorias endémicas, sin relación con las actividades de explotación de petróleo ni los derrames.
Visita también: https://sostenibilidad.petroperu.com.pe/remediacion-ambiental/
