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El desafío petrolero: ¿Puede producir PDVSA petróleo pesado de manera rentable? (+Esther Quiaro)
Agosto 19, 2019 -

Para cualquier empresa, la rentabilidad de su producción es crucial. En el caso de Petróleos de Venezuela no parece tan claro. En nuestra anterior entrega contrastamos los costos de producción de crudos pesados y livianos, que en un contexto de precios para la cesta venezolana de entre 50 y 60 dólares el barril este año, difícilmente hacen rentable la producción petrolera.

 

Surgen varias preguntas obvias ¿estamos produciendo a pérdida?, ¿es rentable para los socios internacionales de PDVSA en la Faja Petrolífera del Orinoco seguir operando?

 

Para saber si es rentable producir petróleo pesado en la Faja Petrolífera del Orinoco es necesario primero saber cómo se produce este. Desde los años 80 se utiliza el método de dilución, que consiste en inyectar crudos livianos a los pozos de crudo pesado para extraerlo.

 

Entonces no parecía complicada esta operación. La producción en la Faja era marginal, y el petróleo liviano se podía bombear desde el norte de Monagas sin mayores problemas operativos. Sin embargo, salta a la vista que el método es costoso. Dado que hasta el inicio de la Revolución Bolivariana no revistió mayor interés el desarrollo de la Faja, tanto la producción como el método pasaron desapercibidos en las operaciones de la industria.

 

Superado el paro petrolero del 2002-2003, PDVSA emprendió dos ambiciosos proyectos con el objetivo de consolidar su capacidad operativa y posibilidades de crecimiento, bajo la premisa que el futuro petrolero de Venezuela está en la Faja: la certificación de las reservas de crudo en la Faja, el Proyecto Orinoco Magna Reserva, así como un ambicioso proyecto de modernización en los pozos que implicó una cuantiosa inversión en tecnología que aumentaría la producción.

 

Ambos proyectos sumaron considerables recursos para el presupuesto de inversión de PDVSA, desestimando la necesidad de mantener las operaciones, por lo que cada vez fue menos el presupuesto destinado para esta área vital de la empresa. Como consecuencia PDVSA es hoy más dependiente de tecnología foránea, que además no ha tenido resultados óptimos. “Se nos dijo que con los nuevos equipos, un pozo podía pasar de producir 100 barriles diarios a 500, pero las fallas recurrentes han contribuido a aumentar los costos de producción en lugar de disminuirlos”, sentencia un trabajador con más de 15 años de experiencia en la Faja.

 

Volvamos sobre los crudos pesados de la Faja. En una industria donde la innovación tecnológica es vital para mantener la capacidad operativa y la rentabilidad, se siguió manteniendo el mismo método de extracción de crudos pesados y de mejoramiento por más de dos décadas. Los proyectos de desarrollo incluyeron la instalación de mejoradores que procesan la mezcla de crudo liviano y pesado bombeada desde la Faja para obtener Merey 16, la mezcla ofrecida por PDVSA en los mercados internacionalesy la dieta de las refinerías de CITGO. En el momento dorado de la producción de PDVSA: 1 millón 500 mil barriles diarios en la Faja y 1 millón 200 barriles diarios en los campos convencionales, con los precios internacionales en ascenso ¿quién iba a pensar en otra tecnología que abaratara los costos de producción?

 

Ni siquiera los socios internacionales de PDVSA en las empresas mixtas se preocuparon por el desarrollo o implementación de nuevas tecnologías de extracción para crudos pesados. ¿Para qué preocuparse? Los contratos con estas empresas de más de 20 países presentes en la Faja establecen que PDVSA debe proporcionar el diluente. Aplica aquel refrán popular “lo que no cuesta, hagamos fiesta”.

 

Como en el negocio petrolero no juega sólo la tecnología, en 2007 una decisión geopolítica cambia las condiciones en la Faja. Se destina el mayor porcentaje de la producción de crudos livianos al mercado caribeño, y se introduce la nafta como diluente para los petróleos pesados de la Faja. De la mezcla con nafta se obtiene DCO, el cual se bombea a los mejoradores para producir allí un crudo sintético de menor valor en el mercado y recuperar la nafta, rebombeada a los campos al menos cuatro ciclos.

 

La nafta inicialmente provenía de nuestras propias refinerías. Sin embargo, la demanda de la Faja superó rápidamente la capacidad de aportar nafta de nuestras refinerías y se comenzó a importar, primero desde nuestras refinerías en CITGO, después comprada en el mercado internacional.

 

El que sí vio claro la necesidad de desarrollar innovación tecnológica para la industria y específicamente para el desarrollo de la Faja fue Hugo Chávez. Por eso en las ruedas de negocios de 2010 destinó un monto importante a dos empresas, una nacional y otra extranjera, para el desarrollo de soluciones tecnológicas. Allí hubo unos resultados, desestimados por los intereses de la nueva tecnocracia petrolera.

 

No quiero aventurar montos para no pecar de irresponsable, pero la historia de la producción de petróleo pesado deja en evidencia lo costoso que es un barril de la Faja. La condición establecida en los contratos con las empresas mixtas resta una parte importante del costo de producción a las socias de PDVSA, y lo carga a nuestra industria.

 

Con los campos convencionales en declive, la enorme dificultad para importar nafta como consecuencia de las medidas aplicadas contra nuestra industria petrolera, ya de por sí debilitada en su capacidad operativa, no parece suficiente las manifestaciones de buena voluntad de quienes dirigen en este momento la industria.

 

¿Existen soluciones tecnológicas que hagan rentable la producción de petróleo pesado en la Faja petrolífera del Orinoco, sin utilizar petróleos livianos? Sí. Y en la carrera por obtenerlas, en la que debería estar PDVSA, están otras empresas trasnacionales. Es un tema de los más urgentes para la industria. La palabra la tienen la directiva de PDVSA y el Presidente Nicolás Maduro.

 

(LaIguana.TV / Esther Quiaro)