Recientemente el ministro de petróleo y presidente de PDVSA anuncia la firma de un permiso para la exportación de líquidos del gas natural en la licencia de Cardón IV [Einstein Millan Arcia on Twitter: "Te explico, @Tellechearuiz. Lo que firmaron es el permiso de exportación de condensados con valor superior al #Merey16 Cardon IV NO es gas natural, son yacimientos de condensado retrógrado producidos malsanamente como gas, causando un daño patrimonial a nuestra nación (sigue)" / Twitter].
El detalle que no dice o ignora Tellechea, es que los yacimientos del campo Perla Cardón IV son de gas asociado; específicamente de gas condensado retrogrado. Dicho fluido permanece en estado gaseoso a condiciones de fondo mientras el sistema está por encima de cierta presión (Procio), pero a condiciones de superficie (P
La relación de riqueza (contenido liquido) del fluido contenido en el yacimiento en cuestión es de alrededor de 27 Bbl/MMPC. Dicho condensado posee un valor comercial muy superior al gas, muy superior a los líquidos recuperables del gas, y muy superior incluso, al marcador Merey16. Su valor de mercado ronda WTI-$4 @ WTI-$7, pero Tellechea pretende entregarlo como líquidos recuperables del gas natural y no como condensado retrogrado. Un hidrocarburo de mucho mayor valor en los mercados.
Al día 11/5/2023, el precio del condensado EEUU rondaba los $62.6 por barril [East Texas Condensate Crude Oil Price Today, United States - Texas Price Historical Charts USD/BBL (oilmonster.com)], mientras que el barril equivalente de líquidos recuperables del gas natural unos $45.8 en el mismo mercado de referencia [U.S. Natural Gas Liquid Composite Price (MNGLCP) | FRED | St. Louis Fed (stlouisfed.org)]. Esa diferencia entre el precio de cotización del condensado y los líquidos recuperables del gas, es lo que Venezuela y PDVSA estarían dejando de percibir por cada barril entregado a ENI/Repsol; unos $90,000,000 anuales.
La diferencia entre líquidos recuperables del gas natural y condensado retrogrado, es que los primeros son condensables fuera de la corriente del pozo en facilidades separadas y abarcan fracciones de C2-C4, mientras que los condensados se condensan a medida que la presión desciende por debajo de la presión de roció dentro del tubular del pozo y contienen fracciones desde C1-C16+, además de impurezas. Es decir, son mucho más ricos que los primeros. El LNG por el otro lado, es metano, pero requiere de facilidades criogénicas que no posee PDVSA en la actualidad para su transformación a líquidos exportables. Algunos miembros de la OPEP; incluso, clasifican sus condensados como crudos liviano-volátil.
Con el desplome del barril de 2014-15 y luego 2017 con las sanciones, nuestra industria no ha podido honrar su porción del capital comprometido (35%) en el proyecto Perla Cardón IV. Como veremos en detalle más adelante, dicho proyecto aun a una década después se encuentra en Fase-I, produciendo en el entorno de 450 a 500 MMPCD de gas asociado además de unos 14,000 BPD de condensado.
Irónicamente ese mismo condensado que Tellechea pretende entregar a Eni/Repsol, es el mismo condensado que desde 2021 el prófugo T. Aissami y A. Chávez, venían importando desde Irán para ser utilizado tanto como diluyente en la FPO, como en la producción de gasolinas.
¿Porque Tellechea entrega dichos condensados y para colmo a precios por debajo del mercado, si Venezuela atraviesa una severa escasez de gasolinas y un déficit de producción en campo, precisamente por falta de diluyente?
¿Porqué el ministro Tellechea y su directiva deciden entregar a Repsol/Eni, un condensado necesario para la subsistencia de procesos aguas arriba, aguas abajo y hasta en PetChem, obligando a PDVSA a incurrir en gastos o cierre de procesos?
Tellechea coloca a Venezuela en posicion de perdida y a PDVSA en riesgo de verse obligada a importar dichos condensados o detener procesos de producción/refinación/petroquímica, originando un cuantioso daño patrimonial a nuestra nación. El ministro de petróleo y presidente de PDVSA debe dar explicaciones al país. Debe ser interpelado por la asamblea nacional para que explique en detalle la entrega de dichos condensados a otros intereses.
El Proyecto Perla Cardón-IV
Durante el año 2014 se firmó un acuerdo entre PDVSA, Eni y Repsol, para el financiamiento de la explotación del Campo Perla 3X, Bloque Cardón IV, Proyecto de Gas Rafael Urdaneta. Según la prensa nacional la inversión inicial ascendió en principio a un monto de US$1.000 millones de entonces, estimándose que dicho desarrollo gasífero abarcaría en su totalidad una inversión de $7,000 millones (RT:2014), aunque en cifras reportadas por otros medios se reflejan unos US$5,043 millones de entonces como tope de inversión. El perfil de inversión fue pautado proporcional a la participación accionaria donde PDVSA posee el 35%; repetimos. El proyecto se dividió en 3 fases de inversión (excluye OPEX) identificadas a continuación:
• FASE I: 150 @ Diciembre 2014 y 450 MMPCED @ Mayo 2015. Inversión cercana a 1.500 $USMM con 5 – 7 pozos
• Fase II: 450 a 800 MMPCED y 24 MBD de Condensado @ Junio 2017. Inversión "aproximada" de 1.784 $USMM con 14-17 pozos asociados.
• Fase III: 1.200 MMPCED y 28 MBD de Condensado con 21 - 26 Pozos @ Septiembre 2020. Inversión Total: US$5.043 ($7,000 MM).
A raíz del cambio de gobierno de 2013-14, la caida del barril y luego, las sanciones, el proyecto enfrentó serios tropiezos donde PDVSA se vio impedida de honrar sus compromisos de participación financiera. Hoy la producción de gas permanece aún estancada en un rango similar al previsto para la Fase I.
El yacimiento en cuestión fue clasificado como de condensado retrogrado, con una riqueza estimada en cerca de 27 barriles de condensado por cada millón de pie cúbicos de gas (Bbls/MPCD), lo que confirma que Perla Cardón IV no es un activo de gas no asociado, sino de gas condensado retrogrado.
Según datos preliminares el fluido permanece originalmente condiciones críticas; es decir, muy cercano a la presión de saturación-rocio (termino que denota el punto de condensación "in situ" de ese gas retrogrado) el cual se complica a medida que el yacimiento pierde presión. De allí la necesidad de implementar mecanismos dedicados a mantener tanto el nivel energético, como la eficiencia de reemplazo volumétrico, cosa que no está prevista por ahora.
El producir como gas no asociado un yacimiento de gas condensado retrogrado, tiene implicaciones nefastas que apuntan a generar un gran daño patrimonial a Venezuela y PDVSA. No solo arrojaría un elevado grado de incertidumbre tanto en el nivel de producción desarrollable como en su sostenibilidad en el tiempo, sino que además tiene implicaciones adversas en cuanto al potencial de generar daño irreversible a la formación y ulterior perdida de cuantiosas reservas de hidrocarburos dejadas sin producir.
El proyecto Perla Cardón IV fue vendido en su momento por Eulogio Del Pino y Rafael Ramírez a H. Chávez en el entorno de 2007, reconociendo un oneroso precio del gas a Eni/Repsol incluso para aquel entonces, de $3.69 por cada MMBTU, bajo la falsa percepción que el mismo estaría en más de 2-digitos más allá de 2010. Aún hoy día el gas se paga en el HenryHub del golfo de México en $2.20 (8/5/2023) por MMBTU, originando al momento un déficit que PDVSA debe cubrir de unos $800,000 por día.
Evidentemente en las condiciones actuales de mercado, PDVSA opera a perdida en dicho proyecto en lo que respecta a gas, debido a la pésima negociación de las directivas. La esperanza del mismo subyace en apalancar el mismo en el retorno o ganancias derivadas del condensado que Tellechea hoy pretende entregar como líquidos del gas natural.
Para 2008 PDVSA producía 3,260,000 BPD de los cuales 1,490,000 BPD eran de Liviano-mediano (L/M), 141,000 BPD de condensados (C), 162,000 BPD de líquidos recuperados del gas natural. El resto era pesado-extrapesado (X/Xp). Venezuela para ese momento tenía cubierta sus necesidades de dilución, procesos aguas abajo y petroquímica y, por ende, las importaciones se veían regidas; como en cualquier otra industria petrolera, por hechos planificados/fortuitos de paradas de planta (refinados) y/o eventualidades de campo (diluyentes).
Luego de 2007-08 con el arranque del nefasto plan siembra petrolera, la historia de PDVSA cambia por completo, al dejarse de producir fracciones de C/L/M para ser reemplazadas progresivamente por crudos X/Xp, viéndose obligada a importar tanto crudo/nafta para dilución y procesos, como productos refinados.
La importación promedio-anual pasó de unos 25,000 BPD previo a 2008, a más de 80,000 BPD entre 2009-14, para dispararse con la llegada de M. Quevedo más allá de 180,000 BPD. Solo ello originó un colosal gasto y daño patrimonial que superaba los $4,000 millones-año. Durante 2022 las importaciones de PDVSA fluctuaron drásticamente entre unos 70,000 BPD y 190,000 BPD. Hoy se desconocen con exactitud las mismas.
El destino del condensado de Perla Cardón IV nunca fue claramente explicado al inicio del proyecto, dado que el dúo Ramírez/Del Pino vendió el mismo como "activos de gas no asociado" y se cuidaban las espaldas ante el país y el gobierno para no quedar expuestos [Pdvsa queda fuera de Cardón IV por falta de dinero | El Interés | El Estímulo (elestimulo.com)] en sus verdaderas intenciones.
Hoy, el ministro-presidente de PDVSA comete un error incluso peor que el de sus predecesores, dado que la situación de la industria es mucho más delicada. El negocio del condensado es vital para PDVSA, quien se expone a perdidas si se confirma lo de la venta del mismo a Eni y Repsol, ya que se vería forzado a importarlo para poder satisfacer sus propios procesos, incurriendo en un doble costo o en la ralentización de sus propias operaciones.
Lo que plantea el actual ministro-presidente Tellechea debe ser minuciosamente revisado por los "organismos competentes (ojalá) del estado" para cerciorarse, que en realidad agrega valor a nuestra nación y no como lo que en realidad parece, originar un cuantioso daño patrimonial a los Venezolanos.