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.
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.
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.
Las actividades de hidrocarburos en el Perú se ejecutan en el marco de las disposiciones del TUO de la Ley Orgánica de Hidrocarburos, aprobada por Decreto Supremo N° 042-2005-EM y se llevan a cabo previa autorización de las autoridades nacionales competentes; en este sentido, debemos ser enfáticos en señalar que Petroperú respeta y cumple todas las normas y leyes ambientales nacionales, así como las aplicables a nivel internacional que son exigidas para solicitar autorizaciones para las operaciones y actividades de hidrocarburos.
Las disposiciones legales en el país establecen que todas las operaciones de hidrocarburos deben contar con un Instrumento de Gestión Ambiental, que gestione los impactos que pudieran generarse. La protección ambiental para las actividades de hidrocarburos está regulada por las normas contenidas en el correspondiente reglamento, aprobado por Decreto Supremo N° 039-2014-EM; encontrándose Petroperú obligado a su cumplimiento en sus actividades recurrentes y también en los eventos contingentes.
Cuando se producen eventos contingentes, como es el caso de un derrame de petróleo, Petroperú aplica las disposiciones del reglamento referido en el párrafo precedente, que resulta concordante con las herramientas de gestión de riesgos, previstas en las normas y que son parte de las mejores prácticas de la industria, como es el caso del “Plan de Contingencia”.
En muchos casos, los derrames generan una caída de presión en el sistema, la cual es detectada por el sistema SCADA. Esta señal activa una alerta automática que permite a los operadores detener el bombeo y desplegar patrullaje inmediato en la zona estimada del incidente.
Adicionalmente, los derrames de menor escala pueden ser identificados durante los patrullajes frecuentes que se realizan a lo largo del derecho de vía.
El Plan de Contingencia se estructura en tres tipos de acciones principales:
Ubican la falla, detienen la fuga, ejecutan la primera respuesta, recuperan hidrocarburos, limpian el área afectada y reparan la tubería. Se activan de inmediato tras el incidente.
Se desarrollan de forma voluntaria y preventiva, sin admitir responsabilidad, para atender temporalmente a las personas que declaren haber sido afectadas, hasta que se determine el nivel real de afectación. Están basadas en un relacionamiento comunitario constante y transparente.
Incluyen evaluaciones técnicas, limpieza y remediación ambiental conforme a los estándares legales vigentes, aplicando criterios de Beneficio Neto Ambiental (NEBA) para evitar sobrecorrecciones o distorsiones.
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:
Mayor información aquí: https://oleoducto.petroperu.com.pe/plan-contingencia/
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.
En el siguiente link actualizamos en tiempo real las contingencias del ONP https://oleoducto.petroperu.com.pe/plan-contingencia/estadisticas/
Desde el 2014 a mayo de 2025, de las 94 contingencias, 79 son por hechos de terceros, 12 por Fuerzas de la Naturaleza y 3 por Falla de Accesorios.
Cuando ocurre una contingencia ambiental, Osinergmin, como autoridad técnica valida y verifica que la causa de la fuga sea la correcta. Además, las investigaciones del Ministerio Público tienen por finalidad identificar a los autores de los hechos delictivos denunciados.
A través de este enlace puedes solicitar la información sobre la causa de cualquier contingencia: https://www.osinergmin.gob.pe/transparencia/Paginas/Inicio.aspx
En esta nota te dejamos un ejemplo de cómo se inspecciona la tubería con las autoridades competentes:
Petroperú nunca ha sindicado a alguna comunidad como causante de los derrames de petróleo, solo se manifiesta que fueron originados por terceros y no fue por hechos naturales u operativos, lo cual ha sido verificado por la autoridad competente (Osinergmin).
Debe mencionarse que existen casos en los que alguna comunidad obstaculiza los trabajos de primera respuesta o remediación por diversos motivos, especialmente por expectativas salariales, negociación por puestos de trabajo, entre otros. En esos casos, si no se llega a tener un acuerdo, a través de diversos medios, escritos y participación en asambleas, exhortamos a la población a contener lo más pronto posible a fin de no causar mayor daño ambiental.
Te dejamos detalles en esta nota: https://www.petroperu.com.pe/atentados-contra-el-oleoducto-norperuano-generan-perdidas-millonarias-a-petroperu
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 experiencia 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 socio ambientales 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:
Existencia de condición operativa anormal detectada por la supervisión, control y adquisición de datos (SCADA)
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.
Cónoce cuál es la función principal del canal de flotación:
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 ONP 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.
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.
En este sentido, no existe ningún informe del Ministerio de Salud (MINSA) que acredite la existencia de una relación de causalidad entre los derrames y las enfermedades endémicas de la población; es decir, IRA, EDA, parasitosis, etc, relacionadas con condiciones de vida sin servicios básicos y falta de ordenamiento ambiental respecto de la gestión de residuos, y no relacionadas con los derrames por actos delincuenciales contra el ONP.
¿Los hidrocarburos tienen metales pesados?
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 parametros encontrados en el tejido de peces muestreados en zonas aledañas a algunos de los sectores donde ocurrieron derrames.
De igual forma, los muestreos en el tejido de los peces realizados tanto por la autoridad ambiental especializada como por P.
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 diferente naturaleza, 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.
La operación del transporte de hidrocarburos es monitoreada y vigilada conforme la disposiciones legales vigentes que son supervisadas por Osinergmin. En cumplimiento de las disposiciones legales vigentes, Petroperú cuenta con protocolos y procedimientos de seguridad aprobados por las autoridades para el ONP, entre los que se cuenta con vigilancia en las estaciones de bombeo; vigilancia en los tramos del ONP mediante patrullaje terrestre con grupos de trabajo conformados por pobladores de las comunidades, y el patrullaje aéreo con naves no tripuladas que disponen de sensores ópticos de alta resolución (RGB VIS y Mutiespectrales), revisando detalladamente los 1,106 kilómetros de tuberías cada 7 días, procesando las imágenes con protocolos de Machine Learning para detectar y monitorear riesgos en una franja de 150 metros, asimismo se ha suscrito un convenio con la Comisión Nacional de Investigación y Desarrollo Aeroespacial del Perú (CONIDA) para el uso del satélite SAT-1, para identificar geoamenazas.
En adición, contamos con el Estudio de Riesgo, Planes de Contingencias, Convenios interinstitucionales con la Policía Nacional del Perú y Fuerzas Armadas, servicio de desbroce y alerta temprana conformado por los pobladores de las comunidades aledañas al ONP, servicios de guardianía de las válvulas ubicadas en el ONP por comuneros, entre otros. El ONP, recorre las tres regiones naturales del Perú y es un Activo Critico Nacional (ACN), por lo tanto, Petroperú coordina con los altos mandos de la Policía Nacional del Perú (PNP), mediante las comisarias sectoriales para realizar patrullaje y acciones preventivas de vulneración al ONP.
Por otro lado, se ha desplegado el Plan de Comunicaciones a las autoridades locales, distritales, provinciales y regionales, respecto al marco regulatorio de la seguridad del ONP, promoviendo la presencia de las Fuerzas Armadas y Ministerio Público en lugares de mayor exposición al riesgo de vandalismo.
Del mismo modo, en el marco de las disposiciones del Reglamento de Transporte de Hidrocarburos por Red de Ductos, aprobado por Decreto Supremo N° 081-2007-EM, así como las normas internacionales correspondientes, se tiene previsto la realización de talleres de capacitación y difusión de información a los pobladores de las comunidades asentadas en la zona de interés del ONP, respecto de los peligros y riesgos de esta actividad de transporte.
Petroperú utiliza refuerzos metálicos tipo B (RMB) con estampa ASME (Sección R), para realizar la reparación definitiva de los segmentos de tubería que fueron afectados por perforaciones ilegales o cortes (hechos determinantes de terceros), cumpliendo estrictamente con lo establecido en el código ASME B31.4. Asimismo, remplaza los segmentos de tubería en aquellos lugares donde no sea posible la instalación de dichos accesorios estándares y NO INSTALA “parches” debido a que se encuentran prohibidos por el mencionado código de aplicación obligatoria en territorio peruano. La lista de materiales aceptables para ser utilizados en oleoductos se encuentra establecido en el párrafo 423.2 Limitations on Materials del código ASME B31.4 (Table 423.1-1 Material Standards and Specifications), siendo de aplicación obligatoria la especificación API 5L (tuberías de acero especial), seleccionado según los requerimientos y condiciones el Grado X52 PSL 2 para el ONP y ORN.
Las barreras y defensas construidas (canal de flotación, tapones fluviales, cercas, muros, gaviones, bloqueos, entre otros) no fueron suficiente para el control de la intromisión de las acciones vandálicas, por lo que se ha desplegado el plan de comunicaciones, acciones administrativas y legales, para motivar la activa participación de las entidades relacionadas a la preservación del orden público y la protección del Activo Crítico Nacional, con la finalidad de fortalecer el relacionamiento comunitario, promover el desarrollo sostenible y armonioso de las comunidades aledañas.
Considerando la ubicación del tendido del ducto,, la sugerencia de instalar muros paralelos a la tubería del ONP a lo largo de toda su extensión, esto sería imposible, contraproducente y prohibido por las mejores prácticas ambientales de la Industria y colisionaría con las recomendaciones de gestión de ecosistemas, en el sentido que los impactos ambientales negativos del muro serían permanentes por discontinuidad ecosistémica, en comparación con los eventuales impactos ambientales de un eventual derrame que son puntuales, temporales y reversibles.
PENSPEN, una de las empresas referentes en evaluaciones de gestión de integridad para la industria de energía, a nivel mundial, se encuentra ejecutando la Actualización del Estudio de Riesgo de Seguridad del Oleoducto Norperuano y Oleoducto Ramal Norte, en el marco establecido en el API RP 1160 (Práctica Recomendada por el American Petrolum Institute) y las mejores prácticas de la industria (ASME PCC2, PDAM, PRCI, entre otros).
A las 10:00 a. m. del 3 de octubre de 2024, mientras se realizaban actividades de presurización y tratamiento químico en el ducto ORN, personal de la Jefatura de Operaciones e Ingeniería monitoreaba las condiciones operativas del ORN. Se detectó una caída en la presión de descarga en la Estación Andoas y, al mismo tiempo, se recibió una comunicación del contratista IS Machines (que trabajaba en el área del kilómetro 11-12 del ORN) sobre un afloramiento de hidrocarburos en el río Pastaza, en el kilómetro 12 del ORN, ubicado en el distrito de Andoas, provincia de Datem del Marañón, región Loreto. La motobomba BA-19A de la Estación Andoas se detuvo de inmediato. El Plan de Contingencia se activó de inmediato.
El derrame de crudo se localiza en el kilómetro 12+200 del ORN del Oleoducto Norperuano (ONP), distrito de Pastaza, provincia de Datem del Marañón.
Es importante señalar que la ubicación del derrame es aproximada, ya que el punto se encuentra sumergido bajo el lecho del río Pastaza.
El volumen derramado fue de aproximadamente 40 barriles.
La causa raíz del derrame se encuentra bajo investigación y proceso de cierre de la contrastación de la hipótesis de defectos de fabricación y falla de material de una de las cuatro tuberías flexibles. El proceso de investigación técnica culminará a mediados del 2025.
Como parte de las actividades de primera respuesta, se llevó a cabo lo siguiente:
Cabe destacar que el volumen del derrame fue de aproximadamente 40 barriles y que el impacto sería puntual. Esta situación fue verificada por el OEFA, que acudió al lugar para recabar información sobre la contingencia. Cabe destacar que se identificaron 17 comunidades con acumulaciones puntuales de hidrocarburos, con las que se ha trabajado con empresas comunales para realizar limpiezas puntuales en estas áreas. Actualmente, se está contratando a una empresa evaluadora para que revise los lugares que se han limpiado y verifique si existen otros.
El evento en el km 11 ocurrió en el río Pastaza, que no pertenece a ninguna comunidad nativa ni a ninguna otra población; por lo tanto, no habría afectado la propiedad ni la posesión de terceros. Sin embargo, en caso de cualquier duda o incertidumbre por parte de la población sobre este punto, se aplicará el Procedimiento de Quejas y Reclamos para su tramitación, evaluación y respuesta.
En cuanto a la comunicación y las relaciones con la población de las comunidades, desde el inicio del evento se ha mantenido una comunicación constante a través del equipo permanente de supervisores en terreno, quienes han mantenido un diálogo continuo e intercultural con los residentes. También se han enviado cartas a las autoridades comunales, se ha participado en reuniones y asambleas presenciales en las propias comunidades, y se han celebrado reuniones con los líderes de las organizaciones indígenas que las agrupan para abordar la preocupación directa de los residentes respecto al pago de jornales y la contratación de sus empresas comunales para las actividades de respuesta a la emergencia.
En adición a la ejecución de las actividades de limpieza y primera respuesta (las cuales han sido ejecutadas al 100%), la Empresa realizó la entrega de 260 toneladas de agua (13 000 cajas), así como de 90 toneladas de víveres entre la población asentada en el área de la Declaratoria de Emergencia, cabe precisar que se se consultó al Programa Nacional de Saneamiento Rural – PNSR (Respuestas adjuntas) sobre el estado funcionamiento de las plantas de agua de la zona a o que indicaron que venian funcionado con normalidad.
En el marco del Plan de Acción Inmediato y de Corto Plazo (PAICP) de la Declaratoria de Emergencia Ambiental aprobada mediante Resolución Ministerial N° 00414-2024-MINAM, se desarrollaron un total de diecinueve (19) actividades agrupadas en tres (3) ejes temáticos: calidad ambiental (8), salud (5) e institucional (6), las cuales estuvieron a cargo de las diferentes entidades competentes del Estado y de Petroperú, según sus funciones y competencias dentro del PAICP.
Al respecto, la empresa desplegó las acciones de primera respuesta, según lo establecido en la normativa y en el Plan de Contingencias. Los trabajos de limpieza de suelo, agua y sedimento se ejecutaron dentro del plazo establecido por la Autoridad de Fiscalización Ambiental (OEFA), reportándose la ejecución al 100% de los trabajos de limpieza. Es importante recalcar que Petroperú brindó apoyo adicional para el transporte logística de alimentos así como las brigadas de salud desplegadas por el Estado (GERESA).
Petroperú ha participado activamente en todas las sesiones convocadas por el Ministerio del Ambiente en el marco de la Declaratoria de Emergencia Ambiental aprobada mediante Resolución Ministerial N° 00414-2024-MINAM. En dicho espacio de trabajo, las diferentes entidades del Estado que tienen competencia en la atención de la emergencia, incluyendo la vigilancia de la salud, reportan sus avances para cada una de las actividades comprometidas en el Plan de Acción.
Con relación a la consulta, hasta la fecha no se tiene conocimiento de ningún reporte o informe de la Gerencia Regional de Salud (GERESA) Loreto que haga referencia a una muerte o caso de intoxicación por presunto consumo de agua contaminada tras el derrame y teniendo en cuenta que hemos estado en contacto con ellos para el despliegue de acciones en la zona.
Adicionalmente, como parte como parte de nuestro relacionamiento comunitario, tenemos constante comunicación con las autoridades locales en la zona(apus) y a la fecha no hemos recibido ninguna carta o comunicación verbal de dichas afirmaciones.
Carta a Geresa Carta JRCO-0183-2025_Solicitud de información_Firmado.pdf
Asimismo compartimos una nota aclaratoria:
El 19 de marzo de 2025 se confirmó una fuga de hidrocarburo en el kilómetro 315+535 del Tramo II del Oleoducto Norperuano (ONP), causada por una perforación intencional atribuida a terceros no identificados. La presencia del daño fue constatada por la Policía Nacional, FEMA Iquitos, OSINERGMIN y OEFA. Ese mismo día, Petroperúrealizó una obturación inicial con un elemento de madera y colocó una grapa metálica empernada, activando de inmediato su Plan de Contingencia para contener el derrame y minimizar el impacto ambiental.
https://www.petroperu.com.pe/tercer-atentado-contra-el-oleoducto-norperuano-en-lo-que-va-del-2025
Sin embargo, el 22 de marzo, la comunidad nativa Sinchi Roca impidió que Petroperú reinstalara la grapa metálica retirada previamente para inspección oficial, lo que generó un nuevo afloramiento de crudo el 26 de marzo. A pesar de que se colocó un nuevo elemento sellante, la comunidad continuó bloqueando los trabajos. Tras la intervención de la PCM y otras entidades estatales, se logró que el 2 de abril se permitiera nuevamente la instalación de la grapa metálica.
Posteriormente, el 19 de mayo se reportó otra presencia de hidrocarburos, pero el acceso fue restringido inicialmente por la comunidad. En una reunión el 21 de mayo, el presidente del Comité de Lucha de Sinchi Roca condicionó a Petroperú a aceptar demandas de incremento excesivo de mano de obra, amenazando con retirar la grapa instalada. El 27 de mayo, un grupo de mujeres armadas, junto a menores de edad, se atribuyó públicamente la remoción de la grapa, lo que provocó un nuevo derrame que impactó suelo, vegetación y cuerpos de agua, generando graves daños ambientales y económicos.
De esta manera, la comunidad nativa Sinchi Roca ha impedido reiteradamente las acciones de primera respuesta de Petroperú, incluyendo la instalación y reinstalación de la grapa.
Petroperú ha actuado diligentemente en la contención inicial y ha reportado la situación a todas las autoridades competentes, además de mantener un diálogo continuo y presentar denuncias correspondientes para la identificación de los responsables. En tal sentido, Petroperú ha venido cumpliendo con su plan de contingencia en la medida de lo posible, a pesar de los impedimentos externos.
