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Caracas, domingo 22 de mayo, 2005  
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Los proyectos de mantenimiento de presión en los pozos han sido obviados por la actual gerencia de Pdvsa (Foto Nicola Rocco)
Pdvsa suicida
El comando que tomó el control de la petrolera estatal no atendió una tarea impostergable: el mantenimiento de los pozos

OSCAR MEDINA

EL UNIVERSAL

Más agua que crudo: eso es lo que está saliendo de los pozos operados directamente por la Pdvsa bolivariana, la nueva, la del pueblo. Si antes del paro "fascista, terrorista y golpista" la proporción era de medio barril de agua por cada uno de petróleo _ambos fluidos conviven en el subsuelo_ dos años más tarde se habla de cuatro por uno. Cuatro, por supuesto, son de agua. ¿Y eso qué significa? Sin adornos, que la vida útil de los pozos se está yendo al demonio antes de tiempo y a ritmo acelerado.

Estas cifras y otras consideraciones que explican el camino al colapso que ha venido transitando desde entonces la industria que sostiene la economía del país _y la fuerza de la revolución_ son producto de un análisis y monitoreo continuo que un grupo de expertos en el tema _dentro y fuera de Pdvsa_ han venido haciendo desde hace al menos dos años desde un bajo perfil que prefieren mantener aun hoy en día pero que no les impidió, en 2003, alertar a la Pdvsa revolucionaria puertas adentro: había que implementar una buena gerencia de explotación de yacimientos.

Y no se hizo. Al obtener el control de la empresa luego de la huelga realizada entre diciembre de 2002 y enero de 2003, además de purgar de indeseables el organigrama, el Gobierno concentró sus esfuerzos en recuperar los niveles perdidos de producción a toda máquina y sin detenerse en mayores consideraciones técnicas: había que sacar mucho petróleo al mundo y listo. De hecho, en el sitio de Pdvsa en Internet aseguran que al segundo semestre de 2003 ya registraban 3 millones 250 mil barriles diarios.

En ese afán de abrir el chorro, obviaron el necesario trabajo de cuidar los pozos y de diseñar lo que llaman en el mundo petrolero proyectos de mantenimiento de presión o recuperación mejorada. Esto es, preservar y prolongar la vida del pozo y su capacidad productiva. Y como ese "detallito" fue echado a un lado, los expertos estiman que tanto la vida útil como como el "factor de recobro" (los barriles que efectivamente se obtienen de las reservas probables del yacimiento) se encuentran actualmente disminuidos en un orden de magnitud de 10.

Para entendernos mejor: si la proyección de actividad de un pozo era de 30 años ahora es de sólo 3 años. Y si de allí se obtenían 30 barriles de crudo de cada 100 barriles probables, ahora son poco más de 3 de cada 100 posibles. El factor de recobro en Venezuela promedia de 20 a 30 de cada 100 barriles probables en el mejor de los casos y si la mayoría de los pozos se están afectando en semejante magnitud, la caída en la producción de Pdvsa es fulminante y no hay "plan de la CIA" que haya podido lograrlo de manera tan estrepitosa: eso quedará registrado como otra obra de la revolución bonita.

Sólo sacar

El Emerging Markets Economic Research de la firma Goldman Sachs advirtió a principios de mes que "los inadecuados niveles de inversión de Pdvsa generan riesgos serios de una declinación gradual en la producción de crudo". El informe Stratfor del 17 de mayo es más duro y advierte que desde el año 2003 "la producción venezolana de crudo está cayendo en picada, debido a la pobre gerencia de Pdvsa y a la insuficiente inversión...". Y dice más: "Pdvsa no está invirtiendo lo suficiente en mantenimiento y desarrollo de la nueva capacidad de producción. Como resultado, Pdvsa es incapaz de compensar los porcentajes de agotamiento de los pozos, que promedian entre 20 y 25% anualmente, dependiendo de la edad de los campos petroleros. Estos porcentajes naturales de agotamiento son el resultado de la pérdida de presión interna del reservorio...".

¿A qué se refieren todos cuando hablan de falta de mantenimiento?

En los yacimientos de hidrocarburos conviven _en distintas combinaciones_ agua, crudo y gas, por lo que la extracción de petróleo viene asociada a estos fluidos. Esa convivencia bajo tierra se hace en condiciones que generan un nivel de presión que se aprovecha para obtener el petróleo por "recuperación primaria", por sus condiciones naturales. Esa presión disminuye con el tiempo y para asegurar que el yacimiento siga siendo productivo se aplican métodos de "recuperación secundaria" que sostengan e incrementen el índice de presión.

En el yacimiento el agua siempre está por debajo del crudo y lo empuja hacia arriba, de manera que uno de los métodos fundamentales de recuperación secundaria es reinyectar el agua asociada a la extracción para acentuar esa presión desde abajo. El otro sistema es inyectar parte del gas que no se procesa para comercializarlo _también se puede hacer con nitrógeno_ para que presione desde arriba y mantenga al crudo en una suerte de sándwich.

La aplicación de estos métodos requiere tanto de una complicada logística como de una inversión significativa en plantas de procesamiento de agua o gas. Y de acuerdo con la geomorfología nacional generalmente será un desembolso necesario, especialmente en los pozos maduros que son mayoría en el Occidente del país. Más de 70% del petróleo original en sitio (el crudo acumulado en el pozo) de los yacimientos criollos permanecería bajo tierra si sólo se usaran mecanismos primarios.

El monitoreo de las fuentes consultadas revela que desde 2003 la aplicación de estas técnicas quedó en el olvido: ninguna de las plantas instaladas en superficie para la inyección de presión con gas o agua está operativa. Señalan como ejemplo grave la situación en la Costa Oriental del Lago, donde se necesita inyectar vapor para obtener el viscoso crudo del lugar: las macroplantas que procesan el vapor permanecen inactivas.

Los pozos envejecen de forma prematura a medida que declina la presión. Y cuando la presión disminuye aparecen los problemas antes de tiempo (ver gráfico abajo) con perjuicios que en el caso de los yacimientos maduros suelen ser irreversibles (lo que no se extrajo allí se queda) y en el de los más jóvenes sólo se recuperan con una cuantiosa inversión. El primero de los males que se ilustran en el cuadro es el más extendido en el país debido a la carencia de proyectos de recuperación secundaria, el segundo es crítico en el yacimiento El Furrial; el tercero se presenta con fuerza en los enormes yacimientos de gas de Punta de Mata, y la cuarta plaga ha ocasionado la pérdida de más de 60% de los pozos en Ceuta Area 2 Sur, en el lago de Maracaibo.

El caso de El Furrial es revelador. La operadora Total FinaElf advirtió, en septiembre de 2002, sobre la urgente necesidad de desarrollar proyectos de inyección de gas en el campo Jusepín, que opera en sociedad con BP y Pdvsa, para prevenir problemas de precipitación de asfaltenos. Jusepín es vecino de El Furrial y por lo tanto comparten la misma geomorfología y similares tendencias: el mismo mal los aqueja.

Siguiendo con el emblemático Furrial, ya en el año 2000 se había trazado un proyecto de inyección alternada de agua y gas (AGA) para preservar el buen nivel de producción que en aquel momento promediaba 430 mil barriles diarios (ver gráfico arriba). El programa debió haber empezado a operar en 2004 para poder sostener la extracción cercana a 400 mil barriles diarios y prolongarla en esos niveles más allá del lapso natural. Pero el AGA nunca se concretó y El Furrial acelera su declive.

Cuentas ocultas

Al momento del paro petrolero Pdvsa producía 2 millones 600 mil barriles diarios y los operadores privados aportaban otros 500 mil para llevar el total venezolano a 3 millones 100 mil barriles. Y ya vimos cómo la información de la "nueva" Pdvsa era que para el segundo semestre de 2003 ya estaban en 3 millones 250 mil, de los cuales, 1 millón 200 mil eran extraídos en el Occidente.

Los últimos números mágicos de Pdvsa hablan de una producción actual de 3 millones 300 mil barriles por día. Pero el cruce de esos registros con los dólares que la industria debe vender al Banco Central no cuadra y permite generar dos teorías: o Pdvsa está desviando hacia quién sabe dónde una buena tajada de los dólares que obtiene o la revolución nos está ocultando la verdadera cantidad de petróleo que logra extraer.

El cálculo de los conocedores consultados ubica las cosas en otro plano: apenas 1 millón 150 mil barriles diarios serían los producidos por Pdvsa y 1 millón 100 mil barriles más que corresponden a las empresas privadas que incluyen 450 mil barriles de sintéticos que no entran en la cuota OPEP.

De modo que la producción total de crudo venezolano es de 1 millón 800 mil barriles por día. Y si se restan los 500 mil barriles de consumo interno, la cantidad a exportar sería sólo de 1 millón 300 mil: menos de la mitad de lo que indican las cifras "oficiales" de esta Pdvsa que no muestra balances auditados ni su obligatorio informe financiero a la Security Exchange Comission desde el año 2002.

¿Qué le queda a los "accionistas" de la Pdvsa que es de todos ante la escasa y no comprobable información oficial? Apelar a los conocedores y buscar otros elementos de orientación a la espera de que algún día la revolución deje a la auditora KPMG hacer su trabajo con los datos ciertos _no la propaganda_ de la industria.

ommedina@eluniversal.com



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