Venezuela / Desmitificando a la Faja Petrolífera del Orinoco | Nelson Hernández

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Un desarrollo  de  4.0  MBD en la FPO es inviable en los próximos 4 años.

Un desarrollo de 4.0 MBD en la FPO es inviable en los próximos 4 años.

Razones que dificultan alcanzar, para el 2019, una producción de 4 MBD

Nelson Hernández / Soberania.org

Nelson_Hernandez_1Resumen Ejecutivo

La Faja Petrolífera del Orinoco (FPO) es el yacimiento con mayores reservas de hidrocarburos extrapesado (8°API) a nivel mundial que a una tasa de producción de 4.0 MBD se agotarían en 175 años, tiempo mayor a lo que actualmente se menciona referente a la poca importancia del petróleo dentro de la matriz energética mundial, lo cual daría una ventana para éste no mayor a 25 años. De querer drenar todas estas reservas, dentro de esta ventana, la producción debería ser de 28 MBD. Este nivel de producción sería hipotético por la imposibilidad de gerenciarla exitosamente por la complejidad de la logística que requiere. Cabe señalar que la mayor producción alcanzada, hasta ahora, por un país es de 11.5 MBD, y fue Arabia Saudita en el 2014.

El nivel de producción propuesto por el gobierno venezolano de 4.0 MBD en la FPO (7 veces menor que el nivel hipotético ya indicado), no deja de ser complejo y también hipotético si es el 2019 la fecha indicada para alcanzar tal nivel de producción. A continuación los factores más críticos que dificultan, hoy por hoy, una producción de crudos FPOde esa magnitud:

•  Hoy, Venezuela no está en capacidad de tener el dinero necesario  (financiamiento) para acometer el desarrollo de la FPO tal como está planteado.

•  Luce que el nivel actual del precio del petróleo se mantendrá por lo menos 3 años más, lo cual frena las inversiones  y  por  ende se  desfasan proyectos esperando un mejor precio, con la negativa de que a medida que avanzamos en el siglo se achica más la referida ventana.

•  La  aplicación  de  la  tecnología  de  hidrogenación  para  mejorar  el crudo  FPO no cuenta con los volúmenes de gas demandados.

•  Las restricciones ambientales juegan un papel importante en el desarrollo de la FPO.

•  El desarrollo de la FPO es una cuestión de tiempo y de mercado (no de precio), y este desarrollo está supeditado a la planificación energética mundial.

A través del desarrollo del documento, se darán argumentos más detallados sobre estas afirmaciones que dificultan una producción de 4.0 MBD en la FPO para el 2019[1]. Y es perentorio y beneficioso  para  el  país un redimensionamiento creíble  y  realista  del desarrollo de la FPO.

Antecedentes y Situación Actual

La Faja Petrolífera del Orinoco es el reservorio más  grande del mundo en crudos extrapesados y se le ha asignado “reservas[2] del orden de los 256 GB (85.3 % del total nacional de reservas). De las cuales solo 4.3 GB están desarrolladas. El desarrollo de la FPO comenzó en 1992 con la denominada apertura, en la cual se licitan los  grandes bloques  denominados  hoy:  Junin  (Zuata),  Carabobo  (Cerro Negro),  Boyacá (Sincor)  y  Ayacucho  (Hamaca).  Estos  bloques  serian  explotados  bajo  la figura  de Asociaciones Estratégicas, las cuales tenían una duración de 35 años desde el comienzo de la producción comercial. Además, al terminar la licencia el bloque, con su desarrollo, debía ser transferido a PDVSA, sin costo alguno.

A cada uno de los proyectos se asignó un área contentiva de volúmenes de petróleo extrapesado suficiente para cumplir con la producción prevista  durante  la  vida  de  la  asociación.  Para  los  socios  extranjeros,  las  Asociaciones Estratégicas representaban una oportunidad importante para aumentar  la producción y las reservas  de  crudo  probadas,  mientras  que  para  PDVSA  y  el  Menpet,  representaban  una oportunidad para desarrollar las reservas de la Faja. Las inversiones alcanzaron los 13.9 G$ para una producción de crudo FPO de 630 kBD, y de 570 kBD de crudo mejorado. Lo que da una inversión de 22.063 $/B  y de 24.386 $/B, respectivamente. La primera producción comercial bajo esta modalidad de negocio ocurre en 1998, con 9 kBD.

En el 2005, el gobierno venezolano crea otra figura para la explotación de la FPO que es la de Empresas Mixtas, eliminando así las Asociaciones Estratégicas. La gráfica a continuación muestra  la  distribución  de estas  para el 2014. Son 12 empresas constituidas y operando, donde la empresa PetroAnzoategui es la única con 100 % de capitalPDVSA.

•  Bloque Carabobo (5): PetroVictoria, PetroSinovensa, PetroCarabobo, PetroMonagas (*) y PetroIndependencia.

•  Bloque Junín (6): PetroCedeño (*), PetroJunin, PetroAnzoategui (*), PetroMiranda, PetroUrica y PetroMacareo

•  Bloque Ayacucho (1): PetroPiar (*).

•  Bloque  Boyacá  (0):  No  tiene.  Existía  la  empresa  BITOR  (orimulsión),  pero  fue eliminada en el 2006.

(*) Sustituyen a las empresas originales.

Pdvsa_Faja_Petrolifera_del_Orinoco_bloques_empresas_mixtas_1

Adicionalmente,  en  la  FPO  existen  18  convenios  o  acuerdos  para  realizar  estudios conjuntamente  con PDVSA, dedicados a la cuantificación  y  certificación  del  petróleo original en sitio y a la oficialización de las reservas en cada bloque asignado, tal como se muestra en la figura a continuación. Estos 18 convenios tienen un potencial de producción estimado en 2.2 MBD.

Pdvsa_Faja_Petrolifera_del_Orinoco_Acuerdos_Conjuntos_1

Desde el año 2000 PDVSA ha presentado planes de producción de la FPO. Hasta la fecha se  han  presentado 4 planes, y la gráfica a  continuación  presenta  los  estimados  de producción de cada uno de ellos, y su comparación con la producción real.

Desde el 1er plan 2000–2010, PDVSA lo que  ha hecho  es “correr la  arruga”, es decir, desplazar el plan en el tiempo. El Plan 2006–2012, llamado Plan Siembra Petrolera, el cual luce que se cumplió con una producción  real  igual  a  la  estimada  de  1.2  MBD.  Pero al  ahondar sobre las causas encontramos  lo  siguiente:  En  el  2005 se  crean  las  empresas  mixtas  (ya  indicadas anteriormente) y se tiene una producción final estimada de 1.2 MBD. Pero visto que no se podía alcanzar tal meta, PDVSA y el Menpet, proponen la creación de la División FPO en la  cual  incluyen  los  campos  FPO per  se,  así  como  otros  campos  aledaños  a  los  límites propios y originales de la FPO, lo cual incrementa la producción reportada como Faja. Es decir, un aumento netamente administrativo, y no por mayor producción propia de la FPO.

En el año 2009 el Distrito San Tomé (que tiene historia de producción demás de 50 años) fue incorporado a la División FPO, lo cual permitió mostrar un incremento de 114 kBD en la producción con respecto al año 2008. Es decir, provienen de campos maduros[3].

Pdvsa_Faja_Petrolifera_del_Orinoco_Planes_Desarrollo_1

Las empresas mixtas Petrolera Indovenezolana, S.A., Petrodelta, S.A., Petroven-Bras, S.A., Petroritupano,  S.A.,  Petronado,  S.A.,  Petrocuragua,  S.A.,  Petrozumano,  S.A.,  Petrolera Kaki,  S.A.,  Petrolera  Vencupet,  Petrolera  Sino-Venezolana,  S.A.,  Petrolera Bielovenezolana, S.A., Petrolera Venangocupet, Petroguárico, S.A., operan campos fuera o en  áreas  limítrofes  de  la  FPO.  A  pesar  de  no  operar  bloques  de  la misma, administrativamente pertenecen a la División Faja.

En el 2013, PDVSA lanza el Plan 2013–2020, denominado “Plan de la Patria”, el cual estableció una producción FPOde 4.645 kBD, para un total nacional de 6 MBD. Este plan implica la adicción de 3.400 kBD, con respecto a la producción de 2014, que  equivale la incorporación anual de 680 kBD, sin contabilizar la declinación que se estima en un 7 % por  año.  Visto  que  este  plan  ya  es  irrealizable  técnica y financieramente, PDVSA  ha asomado un nuevo plan (no se ha oficializado) redimensionado, donde establece una nueva meta de producción FPO de 2.250 kBD. Es decir, un incremento de 1 MBD en los próximos 4  años.  Este  incremento  (250  kBD anual),  también  se  ve  cuesta  arriba.Para el 2014, se encontraban activos en la FPO 117 taladros. Si asumimos las cifras de la tabla mostrada sobre perforación de pozos y generación de potencial inicial para el 2014, tenemos que para lograr la meta de 4.1 MBD para 2019, el número de taladros activos por  año debería por lo menos  elevarse  hacia  los  200  taladros,  con  lo cual  se  conseguiría  el doble  propósito  de elevar  la  producción  al  nivel  requerido  de  alrededor  de  550  kBD  por  año, mientras  se compensa  la  severa  declinación  natural.

Pdvsa_Faja_Petrolifera_del_Orinoco_Perforacion_Pozos_1

Una  actividad  de  este  calibre  donde  se  estarían perforando unos 1.400 pozos por año, requeriría de una compleja logística para lidiar con el elevado nivel de congestionamiento tanto en superficie como en el fondo del yacimiento, que demanda de un ingente volumen de recursos que ameritaría de una elevada rigurosidad e  integración  coordinada  entre  los  operadores,  amén  de  una  rígida  cultura  de  seguridad, higiene y protección del ambiente, aspectos que hoy PDVSA no posee. Para el nuevo plan no oficializado, el número de taladros sería similar al actual,  sin embargo, continuaría la ausencia del manejo gerencial de la compleja logística.

Otro aspecto, que incide negativamente en el desarrollo de la FPO, es el aumento del costo de producción el cual ha sido proporcional a la participación de la producción de la FPO en el total nacional.  La tabla a continuación muestra los números. Para  el 2007, el costo de producción era  de  4.93  $/B  y  la  contribución  de  la  producción  proveniente  de  la  FPO representaba un 23.1 % de la producción total. Para 2014, cuando la producción de la FPO constituye el 43% de la producción total, los costos de producción escalaron a 18.05 $/B, un  aumento  neto de más de 366%. Esta  situación  incide  sobre  la  rentabilidad de los proyectos, más aun hoy en día cuando el precio del petróleo se encuentra a la baja, lo cual retrasa o distancia las inversiones.

Pdvsa_Faja_Petrolifera_del_Orinoco_Costo_Participacion_1

Otra forma de ver el impacto del precio bajo del crudo, se puede observar en la gráfica a continuación.

Pdvsa_Faja_Petrolifera_del_Orinoco_Precio_Venta_Costo_Produccion_1

Las  premisas  para  el  cálculo  son:  Inversión  de  70.000  dólares  por  barril  producido  y mejorado;  horizonte  económico  de  25  años;  ISLR  de  50 %;  TIR de  10%; primera producción a los 3 años; 1ra producción igual al 5 % de la máxima producción; máxima producción se alcanza a los 15 años, y año de inicio de declinación a los 20 años.

El resultado es el mostrado, donde a un costo de 18 $/B (2014), se necesitan precios del orden  de  los  60  $/B,  precios  que  hoy  no  están  en  el  mercado.  Por  otra  parte,  un  ajuste estadístico para correlacionar el precio del WTI con el crudo Merey[4] de 16 °API, tomando la data del Anuario Estadístico OPEP 2015, resultó que:

Precio Merey = 14.9 * [e ^ (0.02 * PWTI)]

De acuerdo con la ecuación indicada y tomando el precio promedio del WTI en los 7 meses del año 2015 de 51.6 $/B, obtenemos un precio Merey de 41.8 $/B. De acuerdo a la gráfica, daría un costo de producción del barril menor a 5$, lo cual está muy lejos de lograr o en otras  palabras,  se  tendrían  que  diferir  las  inversiones  hasta  la  presencia  de  precios  más favorables, que luce no se presentarán en los próximos 3 años.

Producto de no haberse construido nuevos mejoradores y de no tener suficiente producción de  crudos  livianos  autóctonos,  PDVSA  se  ha  visto  en  la  necesidad  de  utilizar  la  vía  de mezcla  para  mejorar  el  crudo  extrapesado FPO,  y  llevarlo  a  un  crudo  tipo  Merey  de  16 °API.

Pdvsa_Faja_Petrolifera_del_Orinoco_Costo_Crudo_Mejorado_1

La gráfica arriba muestra un estimado del precio del costo del crudo mejorado para varios tipos de crudos livianos, unos ya utilizados por PDVSA. Se incluye dos tipos de Brent que están  relacionados  con  los  condensados  de USA:  Brent1  (Corpus  Christi)  y Brent2 (Houston). En  el  eje  X  se  refiere  al  precio  FOB  de  los  crudos  livianos,  y  el  rectángulo muestra el rango de precios actuales. El eje Y representa  el costo del crudo mejorado vía mezcla para obtener un crudo de 16 °API (Merey), determinado al multiplicar el precio del crudo liviano por su % de participación en la mezcla y se le suma el costo de producción del  crudo  FPO  (18  $/B)  multiplicado  por  su  %  de  participación  en  la  mezcla. La  línea blanca punteada  es el precio del crudo Merey actual. Se observa que existe un beneficio entre el costo de obtener la mezcla y el precio del Merey, lo cual permite la producción del crudo FPO. En  este  escenario,  lo  más  beneficioso  para  el  país  es  desarrollar  sus  crudos livianos, de los cuales se han perdido unos 800 kBD, provenientes de los yacimientos del Lago  de  Maracaibo  y  del  Furrial,  estado  Monagas.  La  Tabla  a  continuación  muestra cálculos puntuales del costo del barril mejorado FPO vía mezcla con crudos livianos.

Pdvsa_Faja_Petrolifera_del_Orinoco_Estimacion_Precio_Crudo_1

La gráfica a continuación muestra la producción real y la proyección de producción al 2019 de lo ahora denominadoDivisión FPO. La proyección recoge el último plan no oficializado por PDVSA de 2.250 kBD para el 2019.

Pdvsa_Faja_Petrolifera_del_Orinoco_Planes_Desarrollo_1

Restricciones

Analicemos ahora aquellas restricciones que están hoy presentes, y que dificultan alcanzar una producción de la FPO del orden de los 4.6 MBD. Partiendo de la producción reportada por PDVSA de 1.245 kBD, se necesitan desarrollar 3.355 kBD en los próximos 4 años. Sobre este volumen se basarán todas las explicaciones que a continuación se indican.

Restricciones Financieras y Económicas

Si consideramos el indicador de 70.000 dólares por barril de crudo mejorado, tenemos que los 3.355kBD necesitan una inversión de 235G$ (millardos de dólares), en 4 años, de los cuales PDVSA debe aportar el 60%, es decir, 141G$. Hoy en día Venezuela no está en capacidad de obtener ese dinero, y en el caso de que lo obtuviera, es imposible manejar, eficientemente, un  volumen  de  dinero  de  58.8G$  por  año.  Debe  aclararse  que esta inversión solo es dedicada a la FPO, por lo que no se considera inversiones en otras aéreas de  la  industria  de  los  hidrocarburos  como  son  refinación,  gas  y  comercialización  y  que serían necesarias para lograr el objetivo-meta de la FPO.

Otro aspecto a considerar es lo conexo con los costos de producción y los precios vigentes del crudo a nivel internacional, los cuales no vislumbran un repunte a niveles de 100$/B sino dentro de 3 a 4 años, con lo cual estaríamos en el 2019. Esta situación dificulta que las empresas estén interesadas  en  erogar  dinero  para  continuar  el  desarrollo  de  la  FPO,  tal como ocurre con los proyectos de hidrocarburos a nivel mundial. A nivel de costo de 18 $/B, se necesitan precios por encima de los 60 $ para el crudo tipo Merey.

Restricciones Tecnológicas

De los 21 países y las 26 empresas mixtas que participan en la  FPO, hasta el año pasado, pocas  son  las  que  tienen  músculo  financiero y tecnología  para  acometer  sin  dilación  los proyectos  de  extracción  de  crudos  extrapesados. Por  esta  razón,  deben  aliarse  con  las solventes tecnológicamente que generalmente son las llamadas “mayors”. De igual manera se les hace más difícil conseguir los fondos de financiamiento en el mercado mundial.

Para  el  mejoramiento  del  crudo  FPO,  existen  dos  vertientes:  La de mejoramiento  vía hidrogenación  del  crudo (quitarle  carbono)  o  la  vía  expedita  de  la  mezcla con  un hidrocarburo  liviano,  bien  petróleo  liviano o bien  nafta. Esto  último  fue  analizado anteriormente. La  vía  de  hidrogenación  requiere  de  la  construcción  de  mejoradores. El desarrollo de  la FPO contempla 7 mejoradores  y 2 refinerías. Hasta la fecha ni  los unos, ni las otras han sido  construidas, y no  se  vislumbra  la  entrada  de  ninguno  en  los  próximos  3  años.

Adicionalmente, el mejoramiento requiere de unos 2.000 pies cúbicos de gas por cada barril producido y mejorado, por lo que los 4.0 MBD necesitan un suministro de 8 millardos de pies cúbicos diarios (3 Tera pies cúbicos al año[5]). Este volumen de gas limita el volumen de crudo a producir en la FPO. Por otra parte, hoy en día el país atraviesa un déficit de gas del orden de los 3.000 MPCD, y no se vislumbra la entrada de volúmenes  significantes de gas  al  sistema  nacional  sino  hasta  dentro  de  3  años.  Adicional,  tampoco  existe  la infraestructura para llevar ese gas a los mejoradores. De igual manera, tampoco existe la infraestructura  (oleoductos,  bombas,  tanques  de  almacenamiento,  puertos,  asentamientos urbanos, etc.) para el manejo de los 4.0 MBD de crudo.

Restricciones Ambientales

Sin  contabilizar  los  pasivos  laborales  que  pueden  generarse  en  la  explotación  de  la  FPO como  serían  la  ocupación  territorial, la disposición  de  aguas  servidas,  los  derrames  y destrucción de capa vegetal, flora y fauna, en el proceso de hidrogenación del crudo FPO se generan dos subproductos: el coque y el azufre.

Por cada barril se necesitan 0.4 barriles de agua; 25 Kg de coque y 3.25 Kg de azufre. Para una producción de 4.0 MBD, los volúmenes diarios son considerables. A saber: 1.6 MBD de  agua,  100  mil  toneladas  de  coque  al  día  y  13  mil  toneladas  de  azufre diarias. La disposición de estos volúmenes de efluentes requiere de una  logística especial,  y  hasta ahora se desconoce la misma. Además esa cantidad de coque pudiera saturar el mercado de este o en el peor de los casos, no tener mercados.

Restricciones de Mercado

En  el  mediano y largo  plazo se vislumbra  un  mercado  muy  competido  por dos razones básicas: la  entrada de otros oferentes de hidrocarburos  por la explotación de yacimiento lutíticos (gas y petróleo) donde el mejor exponente esEstados Unidos y una reducción en el consumo de hidrocarburos, especialmente el petróleo, por razones del efecto invernadero y su consecuente cambio climático. Estos dos cambios, que son estructurales, modificaran la matriz energética a nivel mundial, lo cual debe ser objeto de análisis en un desarrollo de la FPO.

Muchas proyecciones de producción y consumo de energía para el año 2035 (OPEP, BP, EIA, AIE, etc.), le asignan a laFPO una producción no mayor de 2.1 MBD, y un total a Venezuela  de  3.5  MBD. Estas  proyecciones  limitarían  desde  ya  una  meta  de  producción FPO de 4.0 MBD.

Opciones de Desarrollo?

Visto  las  restricciones  anteriores,  se  puede afirmar sin pecar  de  exagerado  que  una producción de 4.0 MBD de crudo mejorado FPO es inviable. Utilizando  la  mezcla  de  crudos,  se  pueden  obtener  4  MBD  de  petróleo  de  16  °API,  al mezclar  2.6  MBD  de  crudo  extrapesado  FPO  con  1.4  MBD  de  crudo  de  35  °API.  Pero surgen las preguntas:

• ¿Están las instalaciones de infraestructura construidas para manejar esos volúmenes?

• ¿Existe la disponibilidad mundial para importar esos volúmenes de crudos livianos? Aun un redimensionamiento de un incremento de 500 kBD con respecto a la  producción actual, es un megaproyecto de dimensiones mundiales para ser ejecutado en 4 años.

Conclusiones

Del  análisis  realizado  podemos  concluir  que  un  desarrollo  de  4.0  MBD  en  la  FPO  es inviable en los próximos 4 años, por las razones siguientes:

• No existe la capacidad financiera para acometer el proyecto de desarrollo.

• No  hay  disponibilidad  de  gas  para  llevar  a  cabo  el  mejoramiento  del  crudo extrapesado FPO.

• No existe la infraestructura de mejoradores y refinerías para mejorar el crudo FPO.

• No  existe  la  infraestructura  conexa  para  mover,  tratar  y  almacenar  el  crudo mejorado.

• Hay un gran impacto ambiental de los subproductos del proceso de mejoramiento por los volúmenes producidos de estos.

• Una vía para mejorar el crudo extrapesado FPO es mezclarlo con crudos livianos.

• En el corto y largo plazo, la matriz energética mundial será cambiada, afectando la producción y el  uso  de  los  hidrocarburos,  haciendo  difícil  la  comercialización  de grandes volúmenes de petróleo provenientes de Venezuela.

• El  desarrollo  de  la  industria  de los  hidrocarburos venezolana está supeditada a la planificación energética mundial, y el mismo es cuestión de tiempo y de mercado.

• Es perentorio y beneficioso para el país un redimensionamiento creíble y realista del desarrollo de la FPO.

……………………………………………

Referencias:

[1] Con alta probabilidad que una producción de la FPOde 4 MBD nunca se alcance.

[2] Se cuestiona, técnicamente, el factor de recobro de 20 % utilizado para la estimación de las reservas, el cual luce muy alto para este tipo de crudo.

[3] Son aquellos que se caracterizan por haber alcanzado el pico de su producción y comienzan su etapa  de  declinación,  han  sido  explotados  por  más  de  diez  años  y  su  producción  acumulada  es mayor a 75% de las reservas recuperables.

[4] 16 es la gravedad del mejoramiento del crudo FPO de 8 °API. Merey es el crudo marcador de Venezuela en OPEP.

[5] Las reservas de gas no asociado en la Plataforma Deltana es de 10 TPC. Es decir, en 3 años la producción de la FPO las agotaría.

Nelson Hernández | Ingeniero de Petróleo, LUZ 1970, Master Of Science en Ingeniería de Gas y Energía, IGT USA 1973. Tiene más de 35 años de experiencia profesional, docente, técnica y gerencial en las áreas de: Energía, Hidrocarburos Gaseosos y Gestión Empresarial, fundamentalmente en el antiguo MMH, PDVSA., UCV, Instituto Luis Caballero Mejías, y el Instituto Francisco de Miranda.
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