Petroecuador apuesta por perforación y reactivación para revertir caída productiva

La estatal busca elevar la producción tras un 2025 marcado por paradas operativas, eventos ambientales y menores exportaciones

La producción anual de crudo fue de 127,4 millones de barriles, 8,5% menor interanual / Foto: cortesía Petroecuador

Quito- Petroecuador presentó a inversionistas internacionales un plan intensivo de inversión, perforación y reactivación de pozos en la cuenca Oriente, con el objetivo de recuperar producción en 2026 y estabilizar la oferta petrolera en el mediano plazo. La información consta en el Offering Circular de la emisión internacional de bonos de Ecuador realizada en enero de 2026, documento legal en el que el Estado detalla riesgos operativos, contexto sectorial y perspectivas del negocio petrolero. La estrategia apunta a llevar la producción a un pico cercano a 390.000 barriles diarios, desde un nivel actual de 367.844 barriles por día.

El programa contempla la adjudicación de tres contratos para perforar 36 pozos con siete taladros, con una inversión aproximada de USD 227,5 millones. La movilización de equipos estaba prevista desde el 15 de enero de 2026, con producción incorporándose desde finales de febrero. A esto se suman dos contratos adicionales que serán licitados para 24 pozos con cuatro taladros, por USD 160 millones. En paralelo, Petroecuador extenderá contratos de workover y desplegará siete taladros para reactivar cerca de 200 pozos cerrados tras eventos ambientales recientes, con un presupuesto de USD 25 millones por un año.

La hoja de ruta incluye modificaciones contractuales en bloques estratégicos para asegurar crecimiento de largo plazo. Los bloques 52 (Ocano Peña Blanca) y 54 (Eno Ron) extenderán contratos hasta 2040, con producción incremental combinada superior a 8 millones de barriles e inversiones por más de USD 110 millones. El bloque 65 (Pindo) se ampliará hasta 2037. Además, los bloques 14 (Nantu) y 17 (Hormiguero) prevén una producción incremental conjunta de más de 21 millones de barriles, respaldada por compromisos de inversión cercanos a USD 86 millones. En exploración, avanzan el bloque 94 (Tamya) y la ronda Intracampos III, con inversiones exploratorias por USD 359 millones.

El plan llega tras un 2025 complejo para la estatal. La producción anual de crudo fue de 127,4 millones de barriles (promedio 349.167 bpd), 8,5% menor interanual. El transporte por el SOTE cayó a 260.557 bpd, afectado por múltiples paradas por mantenimiento, deslizamientos, erosión de ríos, tomas clandestinas y riesgos ambientales. Las exportaciones de crudo Oriente y Napo sumaron 105,6 millones de barriles, 7% menos que en 2024, principalmente por las paralizaciones de oleoductos.

En ese contexto, la apuesta por perforación, reactivación y extensiones contractuales busca recomponer volúmenes y caja fiscal. El desafío será la ejecución: cumplir cronogramas, gestionar riesgos ambientales y asegurar financiamiento oportuno para que el plan se traduzca efectivamente en más barriles y mayor resiliencia operativa.

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