La cuenta regresiva del petróleo en Ecuador: más de 5.100 pozos en riesgo de cierre por falta de inversión

¿Ecuador está a punto de apagar uno de sus pilares económicos? Sin inversiones reales en tecnología y recuperación mejorada, más de 5.100 pozos petroleros podrían cerrarse en los próximos años.

El 52% de los pozos petroleros del Ecuador ya son improductivos. Si no se invierte en nuevas tecnologías y recuperación mejorada, el país se verá obligado a cerrar —y abandonar— más de 5.100 pozos en los próximos años. El impacto sería directo: menos exportaciones, menos ingresos fiscales, más desempleo y una mayor dependencia de combustibles importados.

El informe, elaborado por el ingeniero Fernando Reyes Cisneros, exvicepresidente del Colegio de Ingenieros en Petróleos y experto con más de cuatro décadas de experiencia, lanza una señal de alerta sobre el futuro inmediato del sector petrolero ecuatoriano, especialmente sobre la empresa estatal Petroecuador, que concentra más del 80% de la producción nacional.

“La declinación de la producción es un hecho aún invisibilizado”, advierte Reyes. Y es también, dice, una crisis que los gobiernos siguen tratando con discursos triunfalistas sin sustento técnico real.

5.100 pozos petroleros en riesgo de apagarse

Ecuador tiene hoy 5.198 pozos en la región amazónica, según datos oficiales. De esos, solo 2.511 están en producción, mientras que 2.687 están inactivos o improductivos. ¿Qué significa esto? Que más de la mitad del parque petrolero del país no genera ni un solo barril de crudo.

“Estos pozos casi no forman parte de la planeación de los gobiernos para por lo menos desacelerar la incontrastable declinación de la producción”, señala Reyes.

En condiciones normales, estos pozos podrían ser reactivados mediante tecnologías de recuperación mejorada (EOR), como la inyección de agua, polímeros o vapor. Pero en Ecuador este tipo de tecnología sigue en el papel. De hecho, Petroecuador apenas inició un plan piloto en junio de 2025, 12 años después de que la ley ya obligaba a aplicarla.

“Transcurridos 12 años… no se evidencia que se esté haciendo recuperación mejorada. Esto significa que quedarán en los yacimientos una enorme cantidad de 29.465 millones de barriles como volumen remanente no extraído”, alerta Reyes.

El caso Sacha: promesa incumplida, campo en riesgo

Uno de los ejemplos más representativos del problema es el campo Sacha, uno de los más antiguos y productivos del país. El Gobierno intentó entregarlo en concesión bajo un contrato de participación a la empresa estatal china Sinopetrol en consorcio con una empresa canadiense, pero el proceso fue cancelado.

Sacha produce alrededor de 70.000 barriles diarios, cerca del 18% de la producción nacional, y tiene un enorme potencial de incremento si se invierte en recuperación mejorada. Pero Petroecuador lo opera sin aplicar tecnologías avanzadas, con pozos envejecidos y rendimientos decrecientes.

“El campo Sacha ya presenta un comportamiento productivo decreciente. No hay forma de incrementar su producción sin una intervención técnica seria, que incluya inversión privada y un modelo contractual viable”, explica el informe.

El problema, según Reyes, fue que el Gobierno no supo comunicar ni estructurar un modelo legal, técnico y económico claro. Y al final, se abortó una oportunidad clave para atraer inversión en uno de los campos estratégicos de la Amazonía.

Julio negro: pérdidas por $500 millones y un nuevo desafío

A esta crisis estructural se sumó un golpe coyuntural severo: la paralización del OCP y el SOTE durante julio de 2025, debido a fenómenos climáticos extremos que afectaron los oleoductos. La ministra de Economía, Sahira Moya, informó que el país perdió entre $400 millones y $500 millones por caída de producción, retrasos en ventas y menores exportaciones, a pesar de que el OCP retomó operaciones el 23 de julio y el SOTE el 25 de julio.

La ministra Moya aseguró que el Gobierno invertirá en tecnología para compensar las pérdidas y cerrar el año con cifras positivas de producción. Pero Dario Dávalos, editor del boletín Energía al Día, explicó que para lograrlo se requeriría un esfuerzo titánico: producir 6’690.000 barriles adicionales entre agosto y diciembre, es decir 1’338.000 barriles extra cada mes, siempre que el petróleo se cotice en torno a $67 el barril y Ecuador lo venda a $60.

Es un desafío complejo. No se trata solo de perforar más pozos, sino de cambiar el enfoque productivo con tecnología eficiente y gestión moderna. De acuerdo con Dávalos, “con un repunte del sector estratégico (petróleo y minas), no necesitaríamos del FMI”

Más pozos, menos petróleo: la trampa de seguir perforando sin tecnología

Entre 2019 y 2024, el país perforó 754 nuevos pozos, de los cuales 549 fueron responsabilidad de Petroecuador. Sin embargo, la producción total cayó un 12,3% en ese mismo periodo.

Petroecuador pasó de producir 152,8 millones de barriles en 2019 a solo 139,6 millones en 2024, una caída del 8,6%. Las empresas privadas cayeron aún más: 25,8%.

La tendencia se repite incluso en los pozos individuales: el promedio de producción por pozo de Petroecuador bajó de 268 barriles por día en 2020 a solo 211 en 2025, una caída del 21%.

“El nuevo petróleo no compensa el viejo petróleo que se agota”, dice Reyes “La perforación de más pozos solo ha servido para suavizar la caída, no para revertirla”, añadió.

¿Dónde están las inversiones para salvar al sector petrolero ecuatoriano?

Para 2025, Petroecuador prevé invertir $492 millones en perforación y reacondicionamiento de pozos. Planea perforar 114 pozos y reacondicionar 405. Aun así, su propia proyección indica que la producción bajará de 381.000 a 365.000 barriles diarios. Es decir, ni con medio millar de intervenciones técnicas se logra mantener el nivel actual de producción.

El informe revela además que las metas oficiales del Ministerio de Energía son irrealistas. Mientras la cartera de Estado proyecta una producción de 580.000 barriles por día para diciembre de 2025, la producción real al 15 de junio era de apenas 467.000 barriles por día, según la Agencia de Regulación de Hidrocarburos (ARCH).

La situación se complica aún más si se considera el cierre progresivo del campo ITT, dispuesto por la consulta popular del Yasuní. Solo en el primer trimestre de 2025, la producción del ITT se redujo en más de 10.000 barriles diarios.

“En promedio, de cada 100 barriles que llegan desde los pozos del ITT, 93 son agua y apenas 7 son petróleo pesado”, explica Reyes, citando un fenómeno natural causado por la alta viscosidad del crudo en esa zona.

Si se completa el cierre del ITT en 2026, como ordena la Corte Constitucional, la producción nacional podría caer por debajo de los 340.000 barriles diarios, un nivel similar al de 1985. (JS)

Fuente: La Hora