Nov 11, 2024

Nuevo Paradigma para el Desarrollo

de la Industria Petrolera Venezolana

Por Jorge Echenagucia/Jorge.echenagucia@gmail.com

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ANTECEDENTES

El 29 de Enero del 2021 publique en PETROLEUM un artículo titulado ¨PARTICIPACION DE LA EMPRESA PRIVADA VENEZOLANA EN EL NEGOCIO PETROLERO DEL PAIS¨, donde básicamente exponía la falta de un modelo viable para la participación de inversionistas venezolanos o extranjeros, en el negocio petrolero nacional, debido principalmente a dos factores 1) Falta de control en el flujo de caja para asegurar el retorno de su inversión y 2) Los altos montos de capital a invertir por los volúmenes de producción requeridos por el modelo de negocios vigente.

Afortunadamente, tanto la realidad del pais, como los planteamientos de medianos y pequeños inversionistas interesados en ejecutar proyectos de producción de petróleo ante PDVSA y el MEMPET han resultado acciones del estado para impulsar un cambio de paradigma y a la fecha existe la posibilidad de que pequeños y medianos inversionistas venezolanos o extranjeros puedan participar en el aumento de producción de petróleo y gas que tanto necesitamos.

AVANCES EN EL CAMBIO DE PARADIGMA

El cambio de paradigma que se está impulsando es el de muchos pequeños y medianos inversionistas, operando campos petroleros divididos en parcelas para minimizar el monto de la inversión, en vez de la operación de campos petroleros enteros, explotados por las grandes empresas petroleras transnacionales como se ha venido haciendo hasta el presente. Indudablemente que un mayor número de inversionistas puede acelerar con rapidez el aumento de producción y la tasa de empleo que es los que el pais requiere

El nuevo modelo de negocios presentado por PDVSA-Centro Internacional de Inversiones Productivas (CIIP), se titula Contratos de Participación Productiva (CPP). Básicamente, el modelo consiste en que el inversionista firma un contrato de arrendamiento por los activos existentes en el área designada y elabora un plan de desarrollo del área en el que se compromete a realizar las inversiones, los gastos operacionales y la operación de los activos para cumplir con un plan de desarrollo y aumento de producción, durante el ciclo de vida del proyecto, en acuerdo con PDVSA-MEMPET. Toda la responsabilidad del aumento de producción y venta del crudo generado por el plan de desarrollo están, 100%, en manos del inversionista con lo que se asegura el control sobre el flujo de caja del proyecto, para así materializar el cumplimiento de la rentabilidad que satisface el retorno de la inversión. En la tabla Nº1 se presenta un resumen de las principales características de este modelo.

El pago que le corresponde a PDVSA-CIIP se genera en el punto de fiscalización (tanque en el sitio). El % de pago a PDVSA-CIIP se acuerda de forma que el flujo de caja resultante del plan de desarrollo acordado cumpla con la rentabilidad requerida por el inversionista de mutuo acuerdo con PDVSA-CIIP

La forma de pago del % correspondiente a PDVSA puede ser en especie (volumen de crudo) o en moneda de curso legal acordado. La propiedad de los nuevos activos a ser instalados para cumplir con el plan de desarrollo propiedad del inversionista, el que depreciará la inversión para entregarla PDVSA-CIIP al final del contrato.

Es importante señalar que, con este cambio del modelo del negocio, los pequeños y medianos inversionistas, se les abre la posibilidad de invertir, en el negocio petrolero venezolano con rentabilidad.

PROBLEMAS POR RESOLVER

Una vez resuelto el problema de la factibilidad para que los pequeños y medianos inversionistas participen, rentablemente, en los proyectos de producción de petróleo, tenemos que resolver tres problemas que afectan la rentabilidad del negocio petrolero venezolano debido a que más del 90 % de nuestras reservas son de crudo pesado y extrapesado de bajo valor comercial:

1. Aumento de la baja producción de los pozos existentes y de su factor de recobro para obtener los volúmenes que hagan rentable a la operación, al menor costo
2. Mejoramiento de la calidad del crudo, en campo, para aumentar su valor comercial
3. Generación de electricidad con gas de formación para garantizar la continuidad operacional del proyecto de producción y aumentar la disponibilidad eléctrica en el sistema eléctrico nacional

BAJA PRODUCCION DE NUESTROS POZOS

Revisando los datos oficiales del PODE 2014, publicados en el 2016 podemos observar que en la Venezuela del 2024 hay más de 14.000 Pozos activos para una producción de 900.000 BPD esto significa que la producción por pozo promedia alrededor de 65 BBL por pozo, asumiendo que son pocos los pozos productores de gas no asociado.

Esto concuerda los datos que tenemos de medición de los pozos de la faja que son de muy rápida declinación, es decir se desgasifican y se enfrían rápidamente como lo podemos ver en la Figura Nº1

Vemos que el pozo pierde el 40% de su volumen de producción en 2 años y le toma 13 años para llegar a su valor de Petróleo en Sitio (POES) recuperable. En la tabla Nº3 se concluye que el 87% de las reservas de crudo en Venezuela están localizados en la faja, por lo que la prioridad de cualquier plan de futuro de producción es el procesamiento de los recursos mayoritarios de la faja. Eliminando todas las causas de pérdida de rentabilidad

La rápida perdida de producción de los pozos de crudo extrapesado, ha causado la necesidad de la perforación de un alto número de pozos para mantener el nivel de producción. El otro factor de importancia para la recuperación del capital invertido en la producción de crudo pesado y extrapesado, es su bajo factor de recobro. Debido a la alta viscosidad del crudo, las perdidas de gas asociado y la reducción de la temperatura del fondo fluyente, resultan en un factor de recobro en el orden del 10 %, es decir que la expectativa de producción del pozo durante su ciclo de vida es de 10 % del petróleo en sitio, dejando el 90 % del petróleo en el subsuelo.

La solución a estos dos problemas consiste en suministrarle energía a la arena productiva para aumentar la movilidad del crudo en el yacimiento y facilitar su bombeo a la superficie, eliminando la declinación natural de pozo, aumentando así el factor de recobro. En Venezuela hemos desarrollado una tecnología, de bajo costo, para suministrarle a la arena productiva, continuamente, la energía requerida para mantener la producción del pozo a un nivel rentable y sin declinación natural. Esto evitando todas las desventajas de la inyección de vapor que es de muy alto costo, incrementa el corte de agua en el crudo y causa el taponamiento con agua en los poros de la arena productiva.

MEJORAMIENTO DE LA CALIDAD DEL CRUDO EN SITIO

El otro problema que se presenta con la rentabilidad de los crudos pesados y extrapesado es su bajo precio en el mercado, lo que obliga a aumentar el volumen de producción (mayor costo de inversión y operación) para alcanzar la rentabilidad requerida por la inversión. La solución a este problema es el mejoramiento de la calidad del crudo en sitio para aumentar el valor comercial del crudo producido. La ventaja de esta alternativa es que además de un incremento en el valor comercial del barril de crudo, no se necesita nafta diluyente para transportar el crudo. En la Figura N° 2 se muestra el ganancial en el valor comercial del crudo DCO (Hamaca + 20% vol de nafta) de la faja con su procesamiento en sitio. El Proceso de mejoramiento del crudo es una modificación del bien conocido proceso Visbreaking o Reductor de Viscosidad.

El costo combinado de inversión y operación del Visbreaker es de 6 $/BBL. El mejorador puede manejar el Hamaca virgen, pero para la venta, este crudo tiene que ser mezclado con 20 % vol de nafta, a un mínimo precio de 75 $/BBL. Esto que significa que para un costo de producción en la faja de 7 $/BBL, el aumento en la rentabilidad de la producción y ventas del crudo mejorado a grado merey, es como mínimo, 15,30 $/BBL, además de la preferencia del merey frente a hamaca diluido (DCO) en el mercado.

La combinación del aumento de producción con recuperación secundaria y el mejoramiento en sitio permite ejecutar un proyecto de producción y venta de crudo pesado o extrapesado al mínimo costo, lo que permitirá la participación de muchos pequeños y medianos inversionistas que ayudarán a materializar el aumento de producción que el pais requiere, junto con la creación de empleos bien remunerados que tanto necesitamos.

GENERACION DE ELECTRICIDAD CON GAS DE FORMACION

Tomando en consideración el déficit eléctrico nacional, se propone en el oriente del pais utilizar el gas de formación que se produce en los pozos para generar la electricidad que ellos requieren y liberar así el sistema eléctrico nacional de ese consumo para que sea utilizado para la población.

Se estima que en el oriente del pais se están quemando unos 1742 millones de Pies Cubico por día de gas. Si transformáramos esa cantidad de gas en electricidad, se pueden generar 244 GW-Hr que es 4.5 veces el consumo nacional actual (54 GW-Hr)

Con los más de 8000 pozos de producción de crudo crudo en la faja, se pueden generar unos 12 GW/Hr de electricidad que es aproximadamente un 22 % del consumo nacional.

Para una macolla de 20 pozos, se pueden producir unos 120.000 Pies Cúbicos Estándar por Dia (PCED) que permiten la generación de 38 MW-HR de electricidad. El consumo de la macolla es de 3,5 MW-HR por lo que se pueden inyectar unos 34.5 MW-HR de electricidad al sistema eléctrico nacional para contribuir a su fortalecimiento. El sistema a un costo de 1,386 M USD, tiene un tiempo de repago de la inversión de 9,3 meses como se ilustra el la Figura Nº 3.