Gas de Sucre en 8 años

Por Venezuela Real - 19 de Noviembre, 2007, 10:24, Categoría: Petróleo/Energía

José Suárez Núñez
TalCual
19 de noviembre de 2007

El controversial proyecto por el cual han desfilado Exxon, Shell, Mitsubishi, y recientemente Petrobrás, tiene una demora de 8 años y habrá que esperar 8 más para disponer de la burbuja del fluido comercial. Ahora arrancará, pero no habrá gas para el 2008 como ha dicho Pdvsa

Tras el anuncio de Pdvsa contratando un equipo semi sumergible para la perforación de 21 pozos en el norte de Paria, dentro del proyecto Mariscal Sucre, después que Petrobrás se retiró del proyecto por razones económicas y técnicas, los sectores petroleros nacionales aplaudieron la decisión venezolana, de hacerlo con esfuerzo propio, aunque advirtieron que debió hacerlo hace mucho tiempo.

Posteriormente se anunciaba, que para finales del año 2008 estarían en el mercado interno las primeras burbujas de gas, y en eso no están de acuerdo los técnicos que trabajaron en la "vieja" y la "nueva" Pdvsa, salvo que sea un chorrito de gas de uno de los pozos que perforen, apoyado en una espectacular campaña mediática de producción temprana, mostrando las primeras moléculas de gas, pero nunca la producción de 1.200 millones de pies cúbicos de gas, que comprende el proyecto Mariscal Sucre.

El primer cargamento de gas comercial será posible en 8 ó 10 años, dijeron los técnicos, porque para ese volumen de gas se necesitan perforar unos 100 pozos a unos 20.000 pies de profundidad, a un costo de 15 millones de dólares cada pozo.

Aunque los campos Patao, Mejillones, Dragón y Río Caribe, fueron descubiertos en 1980 por la empresa Lagoven, los técnicos que estuvieron allí dijeron que el primer paso será comprobar la productividad de esos pozos, los cuales habían programado perforando a razón de 4 ó 5 pozos por año. Tres o cuatro años más demora el desarrollo de esos pozos.

Esto confirma lo que Pdvsa anunció posteriormente, que se contratarán otros dos semi sumergibles que están trabajando en áreas marinas de Colombia y Trinidad-Tobago.

Sin desconocer la importante decisión de Pdvsa, los técnicos advierten que ese gas seco no es rico en líquidos, con excepción del bloque Río Caribe que tiene condensados. El poder calorífico de estos pozos es de 900 BTU, con mayor riqueza de metano y habrá que! elevar su presión con plantas de compresión para llevarlo a 1000 BTU (unas mil libras por pulgada), que es la cifra comercial habitual, para poder bombearlo. Por las cifras disponibles estos pozos producen de 2 a 3 millones de pies cúbicos diarios. Pero eso no resulta un problema y mucho menos descalificar la decisión.

Los expertos consideran que para el 2012 se producirá el desarrollo comercial de los campos, para el bombeo al mercado interno toda la capacidad de producción del proyecto, y señalar fechas más recientes es hablar indebidamente. Podrían hacer un show mediático, conectando tuberías para bombear unos 20 millones de pies cúbicos dentro de dos años, pero no es la culminación del proyecto.

Lo que llamó la atención fue la advertencia de los técnicos que será operado por personal extranjero, porque Pdvsa no está preparada para las operaciones costa afuera, desde la vieja Pdvsa a la actual. Los equipos de perforación contratados, incluyen personal especializado. Al proceso posterior ya puede incorporarse personal venezolano, agregaron.

Advierten que era un proyecto estimado en clase 5, y el taladro irá a un programa de apreciación para decir qué cantidad aproximada de gas, puede bombear cada pozo. En esos bloques el nivel de agua donde operarán los taladros, está entre 150 a 200 metros, y después hay que bajar a perforar hasta 20.000 pies.

Sin embargo dijeron que lo descubierto hasta ahora, un trabajo en el que participó ExxonMobil, que era el líder del proyecto cuando se llamaba Cristóbal Colón, cada pozo podría bombear de 2 a 3 millones de pies cúbicos diarios. En estos últimos 20 años, en esa área no ha entrado ningún taladro y se estima que sus cifras son las más aproximadas.

Se van a necesitar de 3 a 4 años para asegurar la cantidad de gas que hay disponible en la zona. Resuelto esto, con varios taladros semi sumergibles, cada pozo de desarrollo va a demorar unos 10 meses, y perforar 100 pozos toma tiempo.

Los técnicos expresaron que las cifras de esos d! ías menc ionaban unas reservas de 4TCF, y desconocen otras cifras abultadas que no pueden precisar hasta que el taladro perfore el suelo marino, y se hagan las pruebas posteriores correspondientes.

Hablando de costos dijeron que cada pozo costará de unos 15 millones de dólares si hacen bien el trabajo, y estas compañías contratadas conocen bien el negocio costa afuera. Las compañías por el alquiler de estos taladros cobran unos 200.000 dólares diarios.

El proyecto no es económico para las empresas, debido a que estos pozos no son muy prolíficos, comparados con los de Indonesia, que el menos rendidor bombea unos 100 millones de pies cúbicos diarios.

El negocio se trancó con los socios Exxon-Shell-Mitsubishi, porque el gobierno de la época (hace unos 20 años) exigía 300 millones de pies cúbicos diarios para el mercado interno y las compañías podrían disponer de 400 millones de pies cúbicos para licuar y enviarlos al mercado internacional, que es donde está el negocio.

Según las compañías, el negocio era muy frágil para el retorno de la inversión. En esos años el precio de 1000 BTU se comercializaba a menos de 3 dólares. Ahora los precios son mejores, pero los costos de producción casi se han doblado, comenzando por los costos de los equipos de perforación. El primer taladro semi sumergible contratado por Pdvsa Gas para perforar el pozo Dorado-1, (que fue el despegue de la plataforma deltana, durante la administración de Alí Rodríguez Araque) cobraba 100.000 dólares diarios incluyendo el personal especializado a bordo.

En la actualidad la producción en esos bloques del norte de Paria, bajo las condiciones de llevar el gas al mercado interno, con precios congelados, no es atractivo para las compañías. Sin embargo, el gobierno ha tomado una decisión razonable de hacerlo con gestión propia, porque para eso están los gobiernos y la escasez de gas es abrumadora para el portafolio de proyectos gubernamentales.

Se incluye el proyecto Siembra Petrolera en la Faja del Orinoco, y! a que lo s "mejoradores" que convierten en sintéticos los crudos extrapesados de la zona, requieren inmensos volúmenes de gas.

Otra tranca, como ejemplo, que antes y también ahora, tiene demorada la instalación de la planta de Olefinas. ExxonMobil pedía que le asegurarán el gas, y la brasileña Braskem que ha retomado el viejo proyecto, exige que le aseguren el gas. Eso explica por qué se ha esfumado en las conferencias el Gran Gasoducto del Sur, que ha quedado en las mesas de proyectos.








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