A raíz de la reciente firma del memorando de entendimiento firmado la semana pasada entre representantes del gobierno de Maduro y voceros de cierto sector opositor con respaldo estadounidense, se espera un alivio en la tensión política en Venezuela, y la relajación de las sanciones restrictivas impuestas en contra de PDVSA. Como muestra de "buena fe" de lado del gobierno, acaba de tener efecto la liberación de F. Guevara, mientras se está a la espera de otros pronunciamientos.

Las implicaciones para Petróleos de Venezuela de una eventual distensión de dichas sanciones, se podría traducir en la posibilidad de aumento de producción de cerca de 1.5 MMBD, en una ventana de 3 a 6 meses, contados a partir de conocida dicha esencia, desde un nivel base de 650.000 BPD.

LA PRODUCCIÓN:

Partiendo de la premisa de disponibilidad de equipo, del arribo de capitales y sobretodo de la presencia de talento, el siguiente podria ser un ejercicio realista o resultar en una simple calistenia mental.

Mientras para 2016 el número de pozos activos de PDVSA era de 18.566, para la actualidad este no supera los 4.700 pozos. Las áreas convencionales contribuyen con cerca del 40% de la producción nación, mientras que la FPO lo hace con cerca del 60%. Entre 2009 y 2016 fueron perforados en promedio unos 600 @ 700 pozos por año en la FPO, mientras se descuidaba totalmente la actividad de generación en las áreas convencionales. Para 2016 aproximadamente unos 5.800 pozos permanecían activos en la FPO, mientras que un nivel similar fue sistemáticamente cerrado/abandonado desde las áreas convencionales. Actualmente se calcula que unos 2.500 pozos permanecen operacionales en la FPO, mientras que la diferencia permanece distribuida en el resto de los activos.

Entre 2016 y 2020 el mayor cierre de pozos ocurre en la FPO, con cerca de 3.000 pozos. Un elevado componente de dichos pozos permanece inactivo esperando intervención menor, repuestos o simplemente remplazo de equipo de superficie robado o saqueado. Cada intervención menor requiere de menos de uno a tres días en promedio. Es decir, con una directiva que sepa lo que hace, con la apertura de las áreas operacionales, con reglas claras y el arribo de "dineros", esos 3.000 pozos asociados a una volumetría de unos 400.000 BPD, podría estar disponible en muy corto plazo; en cuestión de uno a dos meses, para totalizar solo de la Faja del Orinoco una producción disponible de 750.000 BPD a 800.000 BPD desde el nivel de Agosto’2021.

Paralelamente a dicha actividad, la orientación estratégica de PDVSA y sus socios debería enfilar sus baterías hacia Costa Afuera, NDM, Anaco Gas y Lago-Occidente; en ese orden de importancia, dado que ello representa el barril unitario más apetecible y necesario para el apalancamiento de las demás operaciones propias de la industria, reduciendo las importaciones y por ende liberando capital necesario para reinvertir.

Entre Cardon IV y CoroCoro se podria desarrollar un potencial inmediato de 50.000 BPD, además de unos 700-800 MMPCD, sin contabilizar los 7 a 8 pozos inactivos en CIGMA con potencial de unos 300-350 MMPCD, constituyendo una volumetría total de cerca de 250.000 BPED, en cuestión de unos tres meses contando con los equipos y el conocimiento.

Actualmente entre Occidente y Oriente tradicional se bombean unos 260.000 BPD en total, con lo cual se estaría en presencia un nivel de producción cómodo para despegar la reingeniería interna de la industria, adecuándola para competir en los mercados con mezclas atractivas, competitivas y más verdes.

Anaco Gas es vital para todos los procesos de "Jose", además de la seguridad gasífera del país en su consumo interno. Hoy solo contribuye con cerca de 4.500 BPD y 420 MMPCD, cuando apenas en 2008 producía >1.650 MMPCD y >35.000 BPD. Anaco Gas posee 26 TCF de reservas totales de gas y 2.200 MBbls de crudo con menos del 50% de desarrollo. Pero posee también la desgracia de haber sido junto a la FPO, la prostituta predilecta de la corrupción político-militar y de los directivos técnicamente más relegados desde precisamente 2008; incluidos los actuales.

Tanto NDM como Lago-Occidente requieren de mayor actividad operacional y demandan operaciones más especializadas para su reactivación, pero poseen la ventaja de contar con asociaciones y socios ya establecidos, que bajo un entorno adecuado de ausencia de sanciones, reglas claras, seguridad y estabilidad política, pudiesen dar un salto hacia delante en la aceleración del nivel de actividad necesario, para reactivar pozos y adecuar infraestructura eliminando cuellos de botella.

La factibilidad de duplicar y más allá, los niveles actuales de producción es cierta bajo la premisa anterior. PDVSA en realidad posee un elevado nivel de resiliencia. Tanto es así que aun estando pésimamente manejada se sostiene sobre los 500.000 BPD.

El ejercicio anterior depende a su vez de otros factores de mayor profundidad técnica que desde 2008 han sido abandonados, como por ejemplo los escenarios de explotación optima sustentados en estudios de simulación numérica y datos reales de yacimiento/producción, sin los cuales cualquier esfuerzo caería en "saco roto". La nueva PDVSA entre 2002 y 2008 era rigurosa en la construcción y actualización oportuna y confiable dichos modelos.

PDVSA debe paralelamente reducir su exposición a esquemas de producción que se traduzcan en una mayor huella de emisiones toxicas hacia el medio ambiente, de allí que la idea es disminuir gradualmente la exposición en operaciones de mejoramiento de crudos X/Xp en procesos que como los actuales, generan hasta 14.000 toneladas métricas de CO2 por día por mejorador, a la par que sin reducir la producción de la FPO, se incremente la cuota de L/M en su dieta, para obtener una relación L/M a X/Xp no deficitaria.

CUELLO DE BOTELLA:

Dado que los países cuyas reservas se agotan o están ya agotadas constituyen el grueso del consumo global, la posibilidad mediata que estos se agrupen para imponer medidas coercitivas y punitivas sobre procesos de creciente emisión tóxica; es real, particularmente contra gobiernos incómodos. De allí la reciente decisión de Total y Equinor de salir de Petrocedeño.

En función de todo lo anterior resulta imperativo que PDVSA se reinvente cuando antes. No es cuestión de dogmas, ni orientación política, es cuestión de supervivencia del país, presente y sobretodo futura. Bajo el patrón operacional de nuestra industria petrolera y el abandono de su política energética interna, cada día que pasa significa el seguro estancamiento de nuestras generaciones futuras y el repliegue de Venezuela en el concierto energético mundial.

Mientras la industria petrolera del futuro habla de hidrogeno verde/azul [https://twitter.com/einsteinmillan/status/1425139330910142471?s=11], en Venezuela hablan de cocinar con leña, aumentan el consumo de líquidos teniendo gas, destruyen nuestra facilidades e infraestructura de generación hidroeléctrica y desaprovechan, no solo nuestro potencial gasífero, sino eólico, tidal y geotérmico.

Mientras Total, Equinor e incluso las transnacionales que producen bitumen en Canadá, se alejan y deshacen de los mejoradores por su enorme impacto ambiental, en Venezuela el ministro de petroleo se jacta de pretender activar, no solo el mejorador abandonado de PetroCedeño, sino también el mejorador de PetroSanFelix [https://www.laiguana.tv/articulos/953140-ministro-aissami-operacion-petro-san-felix-faja-orinoco/].

Los 4 mejoradores con que contaba PDVSA poseen capacidad para manejar unos 700.000 BPD de X/Xp. El mejorador de Petrocedeño (ex-Sincor) estuvo diseñado para una carga de hasta 202.000 BPD de X/Xp para producir unos 180.000 BPD de crudo sintético de 32 API, mientras el de PetroSanFelix (exPetroZuata) unos 120.000 BPD de X/Xp para producir cerca de 105.000 BPD de crudo sintético de 22 API.

Una eventual imposición de restricción sobre este tipo de proceso de mejoramiento tendría consecuencias nefastas para Venezuela, adentrándola en una situación sumamente compleja de pérdidas y aislamiento; una gran vulnerabilidad que T. Aissami aupa.

La huella de carbonos, sulfuros y sólidos contaminantes (petcoque) que genera el proceso de mejoramiento es significativa y poco se ha informado sobre ello públicamente. Para el caso del mejorador de Petrocedeño, las emisiones de gases tóxicos y de efecto invernadero fluctúan entre 8.000 y 14.000 toneladas métricas (MT) por día; es decir sobre 4.000.000 MT por año. En el caso de PetroSanFelix, la cifra es ligeramente inferior del orden de 5.000 y 8.000 MT por día debido a un nivel de conversión menos profunda. Aparte de las emisiones de gases tóxicos, habría que cuantificar además, la contaminación por arrastre de micropartículas de coque y azufre.

La orientación estratégica de PDVSA debe cambiar de inmediato. PDVSA debe reinventarse y alejarse de la imagen de productor de crudos pesados-extrapesados. Con sobre 26 MMMBbls de reservas totales (P1+P2) de crudos Liviano/Mediano (L/M), PDVSA triplica el volumen de recursos (no reservas) de Guyana y duplica aquel de Brasil, con el aliciente de expectativas de costos de producción de <1/5 de aquellos; por supuesto, bajo el supuesto de una industria bien manejada. Es precisamente hacia Brasil y Guyana donde Exxon, Hess, Equinor y Chevron han enfilado sus baterías.

El apalancamiento originado por nuestras reservas de crudos L/M, además de los condensados proyectaría solidez, confiabilidad e imagen más verde, mientras que el desarrollo armónico de las reservas de gas, nos daría no solo presencia en los mercados de norte y Suramérica, sino que abriría la puerta de entrada al sur de Europa.