Diego González Cruz, un fracaso Cumbre Energética de Margarita

Por Venezuela Real - 23 de Abril, 2007, 15:06, Categoría: Petróleo/Energía

Rodolfo Mondolfi
El Carabobeño
23 de abril de 2007

Una reunión que comenzó en la isla de Margarita, llamándose I Cumbre Energética Suramericana y que terminó solamente obteniendo como logro la supuesta creación de una unión de países latinoamericanos, indica que no cumplió con sus objetivos; allí, definitivamente, no se discutió ni salió en el acuerdo nada en materia de energía, fue un verdadero fracaso”, expresó en el Foro de los Lunes el analista petrolero Diego González Cruz.

Respecto a la postura cambiante sobre los biocombustibles del presidente de la República, Hugo Chávez Frías, el ingeniero González Cruz estima que cuando el mandatario dio sus declaraciones en contra del etanol, y que le iba a decir al presidente de Brasil, Luiz Inácio “Lula” da Silva, que desistiera de ese proyecto, era sencillamente que no sabía de qué se estaba hablando y creía que ésa era una propuesta del presidente norteamericano, George W. Bush, al presidente Lula; entonces él no solamente se opone, sino que le dice a Fidel Castro que también se oponga, para terminar manifestando que Venezuela va a comprar etanol, que ése es un producto importante y que, inclusive, Venezuela le venderá etanol a Estados Unidos.

-Es un contrasentido, porque la producción de etanol está contemplada en los planes de Pdvsa. En octubre del año pasado, el ministro de Energía y Petróleo, Rafael Ramírez, en el Centro de Estudios y Adiestramiento que tenía Pdvsa en la urbanización La Tahona, presentó un plan de desarrollo de este novedoso biocombustible.

-Venezuela y su industria petrolera están en una situación muy difícil, y desafortunadamente el país seguirá viviendo de esta industria por muchos años. Casi el 50 por ciento del presupuesto nacional proviene de los ingresos petroleros, igual sucede con el mantenimiento de las misiones del Gobierno; los dólares que consume el país también provienen del petróleo, y si eso no se cuida, nos vamos a ver en una situación muy difícil, presagia el experto petrolero.

¿Cuán factible y viable es el proyecto del Gasoducto del Sur?
-Eso no es factible ni viable, y es tanto así, que el presidente Chávez ni lo mencionó en la Cumbre Energética de isla de Margarita. Es un proyecto que no es viable técnica, ni económica, ni ambientalmente. El Gasoducto del Sur no es factible económicamente, porque para cualquier ciudadano de Brasil, Argentina, Uruguay o inclusive Paraguay, es más económico llevar el gas licuado en barco que a través de un gasoducto técnicamente imposible de construir a través de la amazonia.

Las refinerías

-Se están anunciando decenas de refinerías que se van a construir alrededor de todo el mundo, pero la pregunta obvia es: ¿Con qué petróleo las alimentarán?, porque no hay suficiente hidrocarburo para alimentar las refinerías nacionales, que están en déficit, y encima Venezuela está comprando crudo para alimentar las refinerías de Citgo, establecidas en Estados Unidos, para cumplir los compromisos y evitar todo tipo de demandas, según ha reconocido el propio ministro Ramírez. Entonces, ¿cómo se pretende construir una refinería en cada país que visite el presidente Chávez?, ¿con qué se van a alimentar esas refinerías?, cuestiona el ingeniero González.

¿Cuál es el futuro del petróleo en Venezuela?
-Se plantea la crítica situación de las reservas probadas remanentes de petróleo condensado, liviano y mediano, destacando el caso de las reservas no desarrolladas de los crudos de los que se tienen menos inventarios, recomendándose su validación con estudios integrados de yacimientos, así como su certificación para fines de credibilidad internacional y para hacer negocios con las mismas. También se plantea la situación de la declinación de la producción de petróleo en todas las cuencas petrolíferas tradicionales y del efecto de los pozos cerrados capaces de producir en dicha declinación.

-Se identifican como opciones de futuro para elevar la producción, reactivar los pozos cerrados y acometer proyectos de recuperación suplementaria con la figura de convenios operativos, acelerar el desarrollo de la Faja Petrolífera del Orinoco y de su infraestructura, otorgar licencias para explorar los prospectos exploratorios y el desarrollo de las áreas costa afuera.

Situación de las reservas

-En materia de reservas probadas remanentes, la situación es crítica en términos de su calidad. Del total de 77,1 millardos de barriles (MMMB) que presentó Pdvsa en su más reciente Plan de Negocios, el 76% (52,8 MMMB) está formado por crudos pesados y extrapesados (hasta 21º API) y apenas el 24% restante (24,3 MMMB) lo 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. Sobre estas cifras de reservas, para efectos de reconocimiento internacional y para facilitar los futuros negocios y financiamiento se ha recomendado su validación y certificación, 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 y sólo 19,5% (16,0 MMMB) a descubrimientos y extensiones, cuando el promedio mundial es 50-50%.

-Por otra parte, es significativo el agotamiento de las reservas de los grandes campos de la cuenca de Maracaibo. Un ejemplo son los casos de Lagunillas y Tía Juana, que, con 2,9 y 2,4 MMMB de reservas recuperables, sus grados de agotamiento están en 72,2 y 74,2%, respectivamente. La cuenca oriental, más joven que la de occidente en su explotación, muestra un grado de agotamiento promedio de 42%.

-Hay un concepto definido por el Ministerio de Energía y Petróleo que hace más difícil la situación de las reservas remanentes, que es el de las Reservas no Desarrolladas, definidas así: son los volúmenes de reservas probadas de hidrocarburos que no pueden ser recuperadas comercialmente a través de los pozos e instalaciones existentes.

Incluye las reservas detrás de la tubería, que requieren un costo mayor para incorporarlas a producción, y las que necesitan de nuevos pozos e instalaciones o profundización de pozos existentes (Normas sobre Reservas). Estas reservas están incluidas en el total oficial y representaban en 1998 (no se dispone de información más reciente) el 74,9% (52.184 MMB) de las mismas. Y de ese total, el 24,1% (12.579 MMMB) pertenecían a crudos condensados, livianos y medianos. El resto, 75,9%, pertenecía a crudos pesados, extrapesados y bitumen, mayormente de la Faja, cosa lógica. Esas enormes reservas no desarrolladas asociadas a los crudos de más valor comercial serían de interés para su desarrollo al asociarlas a los pozos cerrados capaces de producir.

Recomendaciones

El experto petrolero recomienda validar con estudios integrados de yacimientos y certificar las reservas probadas remanentes de crudos condensados, livianos y medianos, así como resolver la situación de las reservas probadas remanentes no desarrolladas; modificar la Ley Orgánica de Hidrocarburos, para restablecer la figura de los convenios operativos y las asociaciones, con participación minoritaria de Pdvsa, y hacer las regalías flexibles; 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 privadas nacionales e internacionales. Finalmente, recomienda elaborar una política energética, en especial en materia de hidrocarburos, con el objeto de definir la explotación de las limitadas reservas remanentes de crudos condensados, livianos y medianos, así como sus usos y precios como energéticos y para la industrialización de sus derivados, junto con el gas natural.

Factibilidad de elevar la producción de Pdvsa

Según explica González, 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 siete 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 dañen (actividad de reparaciones y reacondicionamiento de pozos-RA/RC) y con otras actividades.

Al ver los esfuerzos que se realizaron durante 13 años, entre 1985 y 1998, para elevar la producción de 1,6 MMBD a 3,33 MMBD, es decir, un incremento neto anual de sólo 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, hoy, sin disponer de los activos antes mencionados, González Cruz estima que esa meta de 5,8 MMBD es difícil de cumplir si se agrega que la industria petrolera nacional debe actuar bajo los parámetros de la actual Ley Orgánica de Hidrocarburos, especialmente en lo relacionado con las Empresas Mixtas (mínimo de 51% propiedad estatal), el sistema de regalías fijas (20%-30%), el Impuesto Sobre la Renta (50%) y otros impuestos.

La meta se dificulta aún más, ya que el plan estima que, de esa producción, 4,1 MMBD deben provenir del esfuerzo propio de Pdvsa, es decir, producir de los campos tradicionales, que, como se explicó anteriormente, están en franca declinación.

Esta situación se comprueba por la pérdida de producción de la estatal desde 1998, cuando producía unos 3,0 MMBD y hoy produce menos de 1,6 MMBD, ya que han sido los anteriores convenios operativos y las asociaciones estratégicas las que han reemplazado la producción de Pdvsa.

Se ha pensado que la tecnología vendrá en ayuda de los campos maduros de Venezuela. La tecnología de la perforación costa afuera, hoy capaz de perforar en más de 3 km de profundidad de agua usando los métodos más sofisticados de recuperación secundaria, pozos horizontales, de sísmica y explotación 3-D y 4-D, y se contará con la infraestructura necesaria para materializar y comercializar esa producción. Sin embargo, para ello se requerirá de los profesionales con el know-how necesario, así como realizar las inversiones y disponer de los equipos de perforación y de reparación de pozos requeridos.

Todo se dificulta porque, a nivel mundial, hoy la industria petrolera tiene varios cuellos de botella: la infraestructura está al límite (tuberías para oleoductos, gasoductos, plantas de compresión, acero para tanques, instrumentos, etc.), no hay equipos de perforación disponibles, las refinerías están a su máxima capacidad y no hay ingenieros de yacimi entos, petrofísicos, geólogos, geofísicos y perforadores disponibles. Y lo más difícil de resolver: las escuelas de Petróleo y Geología alrededor del mundo tienen déficit de profesores y su matrícula estudiantil está disminuyendo.

Situación de la producción

Mientras la producción mundial de petróleo subía sostenidamente desde 2002, así como la producción de la OPEP, Venezuela veía disminuida su presencia mundial de un 5% a un 3,5%, y más crítico a nivel de la OPEP, pues disminuyó su presencia de 12 a 8%. Esta situación se ha reflejado en las exportaciones de petróleo y productos a Estados Unidos, disminuyendo de casi 14% en 2002 a apenas 9% en la actualidad.

Así como se agotan las reservas de los campos tradicionales de la cuenca de Maracaibo, también disminuye la producción de sus campos emblemáticos, inclusive los desarrollados después de la última entrega de concesiones en el Lago de Maracaibo, a mediados de los años ‘50.

Si se revisan las estadísticas de producción del PODE, entre 1970 y 2003, la producción de estos campos descendió entre 29 y 90%. Un ejemplo son los campos Lama (90%), Lamar (79%), Lago (59%), Centro (42%) y Ceuta (29%). El promedio de la declinación de producción en occidente entre 1970 (3,0 millones de barriles diarios (MMBD) y 2003 (1,1 MMBD) es de 63%.

En la cuenca oriental, la situación es similar. Sus tradicionales campos Oficina, Santa Rosa, Mata, Nipa y Quiriquire han declinado entre 67 y 100% entre 1970 y 2003. Inclusive, el gran campo El Furrial, que comenzó su producción comercial en 1986, alcanzó su tope de producción en 1998 (453 mil barriles diarios-MBD) y para 2003 produjo 343,3 MBD, una declinación de 24,3% en apenas cinco años. Lo mismo ocurre con los campos de las cuencas de Apure y Falcón.

La Faja

El gigantesco campo Faja Petrolífera del Orinoco contribuyó sustancialmente a contrarrestar la declinación de la cuenca oriental y de Venezuela. Las cuatro asociaciones estratégicas de la Faja produjeron en total 429,2 MBD promedio durante 2003. Recientemente Pdvsa informó que la Faja promedió una producción de petróleo y bitumen de 601,7 MBD durante 2005.

Resumiendo, la declinación total de producción de Venezuela desde su máximo en 1970 (3.708.000 barriles diarios) a 2.809.611 barriles diarios en 2003, según el informe oficial del Ministerio de Energía y Petróleo-PODE, indica un deterioro del 24% de la producción nacional.

El futuro

Vista la crítica situación de las cuencas tradicionales por su alto grado de declinación, sólo compensable en parte con la reactivación de por lo menos el 50% de los pozos cerrados capaces de producir, y realizar proyectos de recuperación suplementaria en los yacimientos de las áreas tradicionales, ambas propuestas con la figura de convenios operativos, quedan como opciones el desarrollo fast track de la Faja Petrolífera del Orinoco (y de la infraestructura asociada para mejorar esos crudos), después de resolver todos los problemas de infraestructura y de ambiente existentes; otorgar licencias para la exploración de los más de 600 prospectos exploratorios que hay en el país, y la exploración y desarrollo de los 500.000 km cuadrados de áreas costa afuera. Acometer el desarrollo de estas cinco opciones parece casi imposible con la Ley Orgánica de Hidrocarburos vigente.

Conclusiones

La situación de las reservas remanentes de crudos condensados, livianos y medianos es crítica; Venezuela perdió presencia mundial y en la OPEP como productor. Todos los campos tradicionales, sin excepción, están declinando; los convenios y la Faja han ayudado a contrarrestar la fuerte declinación de las áreas tradicionales, el alto número de pozos cerrados capaces de producir es preocupante, el Plan de Negocios de Pdvsa no es materializable con la Ley de Hidrocarburos actual, y finalmente, las únicas opciones para elevar sustancialmente la producción de petróleo son la reactivación del mayor número de pozos actualmente cerrados, acelerar el desarrollo de la Faja y la evaluación de las áreas costa afuera para su desarrollo acelerado.







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