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futuro
del petróleo
El
en Venezuela
| AUTOR Diego José González Cruz |
El petróleo en la actualidad, exceptuando el usado
para elaborar la Orimulsión, si no es sometido a un proceso
de refinación no tiene uso alguno.
L
os derivados del petróleo se utilizan hoy aproximadamente en un 76% como combustible y el restante 24%
como lubricantes, para la producción de plásticos y
productos químicos. En su uso como combustible el
50% está dedicado al transporte en sus diferentes formas, 27% se usa en calefacción y apenas el 11% para generar
electricidad. El futuro del petróleo para los usos antes mencionados
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no será el objeto del presente trabajo. Por lo tanto, en este ensayo
nos ocuparemos de analizar el futuro del petróleo en Venezuela
como recurso, es decir, en términos de sus reservas probadas remanentes y su producción. (No trataremos el tema de las reservas
probables y posibles, por ser tema de otros estudios). Esta distinción
es importante. Para todos los efectos de este trabajo, las cifras que
se presentan tienen su fuente en el Informe Anual del Ministerio
Historia de producción por cuencas 1970-2003 (miles de barriles anuales)
Historia de producción por cuencas 1970-2003 (Miles de barriles anuales)
Oriental, más joven que la de Occidente en su
explotación, muestra una situación similar (ver
figura 1).
Año
Cuenca de
Cuenca
Maracaibo
Oriental
(21 grandes+otros) (24 grandes+otros)
Cuenca
Apure
(9 Campos)
1970
1.095.347
(3 MMBD)
236.636
(648 MBD)
21.032
1975
671.139
169.882
15.010
1980
621.500
158.646
13.081
1985
470.092
133.758
(366 MBD)
9.634
1990
514.770
229.951
35.260
1995
583.727
338.021
49.882
(137 MBD)
2000
536.887
573.611
40.563
2003
407.202
(1.116 MBD)
586.355
(1.606 MBD)
31.633
(86 MBD)
de Energía y Petróleo “Petróleo y otros Datos Estadísticos” (PODE)
y en las presentaciones y declaraciones de PDVSA.
Situación de las reservas
La situación de las reservas probadas remanentes es crítica en
términos de su calidad. Del total de 77,1 millardos de barriles
(MMMB) el 76% (52,8 MMMB) está formado por crudos pesados y extrapesados (hasta 21º API) y apenas el 24% restante
(24,3 MMMB) la componen crudos medianos, livianos y condensados, mayores a 21º API. Y más crítico aún, del 76% de las
reservas de crudos pesados y extrapesados, el 67% (35,4
MMMB) son extrapesados, incluyendo las reservas actuales de
la Faja y 33% (17,4 MMMB) son pesados. Por cierto, el gobierno venezolano recientemente anunció el aumento de las reservas, incorporando volúmenes adicionales de la Faja. Sobre
estas cifras de reservas, para efectos de reconocimiento internacional y para facilitar los futuros negocios y financiamiento
el autor ha recomendado su validación técnica y certificación
por auditores internacionales, ya que el incremento que han
sufrido las reservas de petróleo de Venezuela, desde 1976,
cuando eran de 18,39 MMMB, a la fecha, el 80,5 % (66,4
MMMB) correspondieron a revisiones de ingeniería y solo 19,5
% (16,0 MMMB) a descubrimientos por perforación exploratoria y extensiones, cuando el promedio mundial es 50% para
descubrimientos.
El agotamiento de las reservas
Es significativo el agotamiento de las reservas convencionales de
Venezuela, en especial de la Cuenca de Maracaibo. La Cuenca
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Cuenca
Falcón
(6 Campos)
Situación de la producción
Mientras la producción mundial de petróleo subía
sostenidamente desde 2002, así como la produc405
ción de la OPEP, Venezuela veía disminuida su
(1,1 MBD)
presencia mundial de un 5% a un 3,5%. Esto ha
sido más crítico a nivel de la OPEP, con una pre332
sencia que disminuyó de 12% a 8%. Esta situación
se ha reflejado en las exportaciones de petróleo y
172
productos a los EEUU, disminuyendo de casi 14%
en 2002 a apenas 9% en la actualidad.
El promedio de la declinación de producción en el
97
occidente del país entre 1970 (3,0 millones de barriles
diarios-MMBD) y 2003 (1,1 MMBD) es de 63%. En la
1
cuenca oriental la situación es similar. Sus campos
tradicionales han declinado entre 67% y 100% entre
5
1970 y 2003. Inclusive, el gran campo El Furrial, que
comenzó producción comercial en 1986, alcanzó su
375
tope de producción en 1998 (453 mil barriles diarios
- MBD) y para 2003 produjo 343,3 MBD, una declina318
ción de 24,3% en apenas 5 años. Lo mismo ocurre con
(0,871 MBD) los Campos de las Cuencas de Apure y Falcón (Ver Figura 1).
Un resumen de la declinación de la producción
de petróleo de Venezuela por Cuencas, sería el siguiente:
La Cuenca de Maracaibo alcanzó su tope de producción de 3,0 MMBD en 1970, en 2003 produjo solamente
1,11 MMBD (-63%).
La Cuenca Oriental en 1970 producía 648 MBD, para 1985
producía 366 MBD (-43,5%), pero gracias al desarrollo del
norte de Monagas, los Convenios Operativos y la Faja
del Orinoco para 2003 estaba produciendo 1,6 MMBD.
La Cuenca de Apure alcanzó su máxima producción en
1995 cuando reportó una producción de 137 MBD, para
2003 estaba produciendo 86 MBD.
Finalmente la Cuenca más modesta del país, Falcón,
en 1970 producía 1,1 MBD y en 2003 0,87 MBD.
Resumiendo, de la declinación total de producción de Venezuela desde su máximo en 1970 (3.708.000 BD) a 2.809.611 BD
en 2003, según el informe oficial del Ministerio de Energía y
Petróleo-PODE, indica un deterioro del 24% de la producción
nacional.
Situación de los pozos cerrados
La producción de petróleo, y por lo tanto la recuperación de las
reservas probadas remanentes están ligadas al número de pozos
capaces de producir. Para las cifras sobre pozos cerrados solo se
dispone de las cifras oficiales que aparecen en el informe oficial
del MENPET “PODE” de 2003. Para 2003 habían 31.295 pozos
capaces de producir, de los cuales 16.441 (el 52,5%) estaban
cerrados, es decir estaban en producción 14.854 pozos. Hoy la
cifra de pozos cerrados capaces de producir es crítica, porque
El factor de recobro
en los yacimientos venezolanos
Entre las causas principales por las cuales los pozos están
cerrados están:
1. Avenamiento.
2. Comunicación entre diferentes zonas del pozo.
3. Tuberías rotas por corrosión.
4. Tuberías de producción obstruidas.
5. Intrusión de agua (por efecto de conificación).
6. Falta de instalaciones para levantamiento artificial.
7. Falta de gas para levantamiento.
8. Ubicados en yacimientos que requieren proyectos
de recuperación secundaria.
9. Facilidades de producción obsoletas.
10. Falta de equipos de superficie.
11. Falta de facilidades de superficie (electricidad,
acceso, etc.).
Una tarea preliminar para la reparación de dichos pozos, incluiría la jerarquización de por qué y cómo dichos pozos se van a
reparar, utilizando como parámetros, entre otros:
1. Precio del crudo a producirse ($/barril).
2. Calidad del crudo a producirse (gravedad API).
3. Precio del gas asociado a producirse en el mercado
interno ($/MMBTU).
4. Su ubicación con respecto a los pozos activos en
los mismos yacimientos y/o campos.
5. Resultados de estudios de los yacimientos.
6. Reservas remanentes asignables al pozo
o yacimiento a reactivar.
7. Potencial inicial de producción por pozo esperado
después de la reparación (Bs./día).
8. Producción promedio de los pozos a reparar.
9. Nueva declinación después de la reparación.
10. Estado de las facilidades de producción
asociadas a cada pozo a reparar.
11. Ubicación geográfica.
12. Tipo de trabajo requerido.
13. Equipo de reparación requerido
(cabillero, chivo, cabria, taladro, etc.).
14. Costo de los trabajos.
15. Rentabilidad.
16. Tiempo de retorno de la inversión.
17. Posibles incentivos fiscales.
Como se observa, si las causas principales por las cuales estos
pozos están inactivos son por lo menos las 11 antes listadas, y
adicionalmente hay que evaluar los 17 parámetros de jerarquización mencionados, se concluye que para su reactivación es
necesario que el trabajo sea realizado por profesionales con el
necesario know-how, que formen o pertenezcan a empresas que
realmente conozcan del negocio, para que haya retorno de las
inversiones requeridas.
Hugo Chávez y Rafael Ramírez, ministro de Energía y Petróleo de
Venezuela y presidente de PDVSA ¿Hacia dónde va el petróleo?
¿Hacia allá? / AFP
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El factor de recobro de un yacimiento es el porcentaje de petróleo
que se puede obtener del total que se encuentra en el mismo.
PDVSA ha informado que el factor de recobro de los yacimientos
contentivos de crudos condensados, livianos y medianos es
apenas del 30,23% y el de los crudos pesados y extrapesados es
de 11,05%, para un promedio nacional de apenas 15,45%, cuando el promedio mundial llega a 40%. De aquí la oportunidad de
promover la realización de proyectos de recuperación suplementaria, para elevar al máximo el factor de recobro del mayor número de yacimientos.
Factibilidad de elevar sustancialmente
la producción
El Plan de Negocios de PDVSA 2005-2012 (Siembra Petrolera)
estima que la producción de petróleo de Venezuela pasará de
3,321 MMBD en 2005 a 5,837 MMBD en 2012. De esta producción, por esfuerzo propio de la estatal se pasará de 2,185 MMBD
(2005) a 4,019 MMBD (2012). Es decir, que se requerirá un esfuerzo neto de aumento de producción de 465 MBD anualmente en los próximos 7 años.
El incremento neto se debe a que debe reemplazarse la declinación física y mecánica de los yacimientos, que PDVSA en
planes anteriores ha estimado en 23%. Esta producción adicional
debe ser lograda con la perforación de nuevos pozos, trabajando
los pozos dañados y que se dañaren (actividad de reparaciones y
reacondicionamiento de pozos-RA/RC), y con otras actividades.
Los esfuerzos que se realizaron durante 13 años, entre 1985 y
1998 elevaron la producción de 1,6 a 3,33 MMBD, es decir un
incremento neto anual de solo 127 MBD, cuando se contaba con
el mejor plantel de profesionales, la tecnología de los estudios
integrados de yacimientos (know-how), las mayores inversiones
en EyP, la entrada de nuevos campos como los del norte de Monagas, del Lago de Maracaibo como Ceuta y de Apure, además
de los Convenios Operativos.
Declinación de campos petroleros venezolanos (Miles de barriles)
Hoy, sin disponer de los
2000
2001
2002
2003
activos antes mencionados,
consideramos que esa meta de Pozos cerrados capaces de producir
18.018
17.046
19.037
16.441
5,8 MMBD es difícil de cum1.811
1.076
1.514
1.379
plir, si se agrega que la indus- Pozos esperando abandono
tria petrolera nacional debe
15.422
15.089
16.568
Pozos en producción
14.854
actuar bajo los parámetros de
la actual Ley Orgánica de Hidrocarburos (LOH), especialmente en lo relacionado con las Empresas Mixtas (mínimo de desarrollo de los 500.000 Km. cuadrados de áreas Costa Afuera.
51% propiedad estatal), el sistema de regalías fijas (20-30%), el
Acometer el desarrollo de estas opciones, parece casi imposible
impuesto sobre la renta (50%) y otros impuestos. La meta se con la LOH vigente. Terminamos parafraseando al Jeque Ahmed
dificulta aún más, ya que el Plan estima que esa producción de Yamani cuando dijo “La edad de piedra se terminó y no fue por
4,1 MMBD debe provenir del esfuerzo propio de PDVSA, es decir, falta de piedras”… ¡La edad del petróleo se terminará y no será
producir de los campos tradicionales que –como se explicó an- por falta de petróleo! | PYV |
teriormente– están en franca declinación.
Esta situación se comprueba por la pérdida de producción de
Conclusiones
De lo anterior se pueden alcanzar las siguientes conclula estatal desde 1998, cuando producía unos 3,0 MMBD y hoy
siones:
produce menos de 1,6 MMBD, ya que han sido los anteriores
1. La situación de las reservas remanentes de crudos
Convenios Operativos y las Asociaciones Estratégicas quienes
condensados, livianos y medianos es crítica.
han reemplazado la producción de PDVSA.
2. Venezuela perdió presencia mundial y en la OPEP
Se ha pensado que la tecnología vendrá en ayuda de los camcomo productor.
pos maduros de Venezuela: la tecnología de la perforación Cos3. Todos los campos tradicionales sin excepción
ta Afuera –hoy capaz de perforar en más de 8 Km. de profundiestán declinando.
4. Los Convenios y la Faja han ayudado a contrarrestar
dad de agua–, los métodos más sofisticados de recuperación
la fuerte declinación de las áreas tradicionales.
secundaria, pozos horizontales y sísmica y explotación 3D y 4D.
5. El alto número de pozos cerrados capaces de producir
También se espera contar con la infraestructura necesaria para
es preocupante.
materializar y comercializar esa producción. Sin embargo, para
6. El Plan de Negocios de PDVSA no es materializable
ello se requerirá de los profesionales con el know-how necesario,
con la LOH actual.
así como realizar las inversiones y disponer de los equipos de
7. Las mejores opciones para elevar sustancialmente la
perforación y de reparación de pozos requeridos.
producción de petróleo son la reactivación del mayor
Todo se dificulta porque a nivel mundial hoy la industria
número de pozos actualmente cerrados, acometer
proyectos de recuperación suplementaria en las áreas
petrolera tiene varios cuellos de botella: la infraestructura
tradicionales, acelerar el desarrollo de la Faja y la evaestá al límite (tubería para oleoductos, gasoductos, plantas de
luación de las áreas Costa Afuera para su desarrollo sin
compresión, acero para tanques, instrumentos, etc.), no hay
demoras.
equipos de perforación disponibles, las refinerías están a su
máxima capacidad y no hay ingenieros de yacimientos, petrofísicos, geólogos, geofísicos y perforadores disponibles. Y
Recomendaciones
Consideramos obligatorias las siguientes tres recomenlo más difícil de resolver, las escuelas de Petróleo y Geología
daciones:
alrededor del mundo tienen déficit de profesores y su matrí1. Es necesario validar con estudios integrados de yacicula estudiantil está disminuyendo.
El futuro
La crítica situación de las cuencas tradicionales -por su alto grado
de declinación- solo es compensable en parte con la reactivación
del mayor número de los pozos cerrados capaces de producir, y
con la realización de proyectos de recuperación suplementaria en
los yacimientos de las áreas tradicionales.
Quedan como opción el desarrollo fast track de la Faja del Orinoco (y de la infraestructura asociada para mejorar esos crudos),
después de resolver todos los problemas de servicios básicos y de
ambiente; otorgar licencias para la exploración de los más de 600
prospectos exploratorios que hay en el país; y la exploración y
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mientos y certificar las reservas probadas remanentes
de crudos condensados, livianos y medianos.
2. Es necesario modificar la LOH para reestablecer la
figura de los Convenios Operativos y las Asociaciones,
con participación minoritaria de PDVSA, y hacer las regalías flexibles, para reactivar los pozos cerrados, acometer los proyectos de recuperación suplementaria,
explorar los prospectos y las áreas Costa Afuera, y desarrollar en forma acelerada la Faja
3. La nueva Ley debe crear un ente petrolero, independiente del MENPET y PDVSA para acelerar el desarrollo
de la industria petrolera nacional, y promover la iniciativa y las inversiones privada nacional e internacional.