PDVSA: Secretos del Proyecto Cardon IV-Campo Perla

¿Ha informado el ministro Ramírez debidamente al país sobre cuales serían las variables económicas, prebendas y “facilidades” concedidas a los socios extranjeros?

¿Ha informado el ministro Ramírez debidamente al país sobre cuales serían las variables económicas, prebendas y “facilidades” concedidas a los socios extranjeros?


¿Cuál es el escenario que el ministro Ramírez maneja y que acciones ha previsto para salvaguardar el mejor intereses de la Nación venezolana en función de los indicadores de precios y nivel de regalía del proyecto?


Einstein Millán Arcia
/ Soberania.org

A inicios de junio se firmó un acuerdo entre PDVSA, Eni y Repsol, para el financiamiento de la explotación del Campo Perla 3X del Bloque Cardón IV, Proyecto de Gas Rafael Urdaneta. Según la prensa nacional, dicho convenio asciende a un monto de 1.000 millones de dólares ($USMM), estimándose que este desarrollo gasífero abarcará en su totalidad una inversión de 7 mil millones de dólares, aunque en cifras reportadas por otros medios se refleja una cifra de 5.043 $USMM como tope de inversión. El proyecto se divide en 3 fases (inversión) de aceleración (excluye mantenimiento-OPEX-RA/RC) 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 (2006–2036): 5.043 $USMM.

El yacimiento ha sido clasificado como de condensado retrógrado, con una riqueza estimada en 24 Bbls de condensado por cada millón de pie cúbicos de gas. Según datos preliminares, el fluido permanece originalmente en condiciones críticas, muy cercano a la presión de saturación (término que denota el punto de condensación “in situ” de ese gas retrógrado). De confirmarse lo anterior, arrojaría cierto grado de incertidumbre, tanto en el nivel de producción desarrollable, como en su sostenibilidad.

El tipo de formación ha sido clasificada como caliza “arrecifal” (coralline limestones), en cuyo caso tanto el almacenamiento como el transporte del hidrocarburo en el medio poroso estarían controlados por porosidad y permeabilidad secundaria, requiriendo de la presencia e intercepción de fracturas y micro fracturas, para poder garantizar el flujo de dicho hidrocarburo hacia los pozos productores. Según se desprende de la información disponible, se espera recuperar un 90% de las reservas probadas. Esta cifra luce más como un valor obtenido por analogía a yacimientos de gas libre que para el caso de este complejo tipo de yacimiento. 

El volumen de producción que las empresas esperan desarrollar, a simple vista no parece razonable, ni técnicamente coherente, ya que al superponer el número de pozos contra la producción prevista para cada fase, contrario a lo esperado la producción por pozo aumenta en el tiempo. Ello confirma la sospecha sobre el cálculo del factor de recobro antes mencionado. En la fase de 150 MMPCD cada pozo produciría a razón de 30 MMPCD, en la fase de 450 MMPCD cada pozo produciría 32 MMPCD, en la fase de 800 MMPCD cada pozo produciría a razón de 38 MMPCD y en la de 1200 unos 46 MMPCD.

Pdvsa_Gas_Proyecto_Cardon_IV_Campo_Perla_1


En yacimientos de gas condensado retrógrado, a medida que se acelera la producción bajo ciertas condiciones de presión, se conjugan ciertos mecanismos adversos que promueven una menor productividad por pozo. En el caso de Perla dicha condición de presión pareciera encontrarse muy cercana a la original.

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A pesar de todos los agravantes anteriores, tanto el perfil de producción como el esquema de desembolso de capital (inversiones) previsto por las empresas, fueron tomados como válidos a efectos de evaluar el flujo de caja y retorno de capital asociado al proyecto durante el periodo 2014-2025, considerando las siguientes premisas:

• Tasa de descuento: 8%

Inflación ($US): 5%

• Paridad PDVSA: 10.5 BsF/$US

• Depreciación: 12%

• Precio del crudo: 115 $US/Bbl (condensado 40+ API)

La Ley Orgánica de Hidrocarburos Gaseosos promulgada en septiembre de 1999 establece el derecho de la Nación venezolana a una participación de veinte por ciento (20%) como regalía, y destaca el valor del gas, siendo este referido como un “recurso estratégico para el Estado que debe ser primordialmente dedicado al desarrollo nacional mediante su aprovechamiento intensivo y eficiente” en toda la cadena de valor. Hoy día el precio del gas en el mercado interno ronda los 0.92-0.97 $US/MMBTU, mientras que en el mercado internacional es de 4.12 $US/MMBTU @ 10/07/2014. Tanto el porcentaje de regalías, como el precio del gas, fueron sometidos a evaluación (sensibilidad) según se explica seguidamente:

• Regalías e impuestos: Dos escenarios 20 y 1 %

Precio del gas: Dos escenarios 0.97 y 4.12 $US/MMBTU

Los resultados obtenidos considerando el caso de un pago de regalías a la nación del 20% y un precio del gas de 0.97 $US/MMBTU, manteniendo todos los demás parámetros constantes, indican que el proyecto no resultaría rentable, al ser incapaz de recuperar la inversión. Es decir, bajo el escenario de precios actuales, y contemplando el esquema de regalías e impuestos contenido en la Ley Orgánica de Hidrocarburos Gaseosos este proyecto no solo no resultaría viable, sino que le ocasionaría perdidas mil millonarias a la nación.

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El segundo escenario considera, a diferencia del caso anterior, un precio del gas cercano al valor internacional de 4.12 $US/MMBTU. Los resultados sugieren que la rentabilidad del proyecto sería vista a partir del 2021, ya finalizado los desembolsos de capital de las 3 fases de inversión del proyecto. Este escenario esta reñido con el esquema de precios interno del gas y contradice la Ley Orgánica de Hidrocarburos Gaseosos en cuanto al uso primordial del gas, y debería a nuestro juicio requerir de la aprobación de la Asamblea Nacional para poder comprometer al Estado a honrar un acuerdo que se desvía a todas luces del interés nacional y la ley vigente.

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El tercer escenario evaluado es similar al caso anterior, pero considerando un nivel de regalías e impuestos del 1% contraviniendo nuevamente la Ley Orgánica de Hidrocarburos Gaseosos.

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Los resultados sugieren como era de esperarse, un recobro de capital más acelerado, viendo las primeras ganancias en el 2018. A pesar de los desembolsos de capital sucesivos de la Fase II y III, el proyecto se sostiene aun generando ingresos. Este caso constituye el escenario más atractivo para los socios inversionistas, mas no aportaría los debidos ingresos fiscales a la nación Venezolana. 

Evidentemente este proyecto está sustentado particularmente en su importancia estratégica para el país y no precisamente en las expectativas de aporte fiscal a la nación, sobretodo frente a otros desarrollos. Por ejemplo, PDVSA GAS ANACO posee reservas probadas de más de 22 TCF y expectativas de más de 26 TCF, frente a unas expectativas aun no confirmadas fehacientemente de entre 9 y 16 TCF para el caso de Perla-Cardon IV. Sin embargo, PDVSA GAS ANACO ha sido diezmada en su producción y capacidad de maniobra, con una producción estancada de cerca de 800 MMPCD. 

Bajo el entendido del interés nacional y de la conveniencia para el país de extraer estos recursos, considerando el imponderable del valor estratégico de los mismos, nos preguntamos:

• ¿Cuál es el escenario que el ministro Ramírez maneja y que acciones ha previsto para salvaguardar el mejor intereses de la Nación venezolana en función de los indicadores de precios y nivel de regalía del proyecto?

• ¿Ha informado el ministro Ramírez debidamente al país sobre cuales serían las variables económicas, prebendas y “facilidades” concedidas a los socios extranjeros? 

• ¿Ha previsto el ministro Ramírez una acción de contingencia para palear la escases de gas que enfrenta el país de más de 3.100 MMPCD, en caso que este proyecto no resultase atractivo en volumen de producción y extensión del “Plateau” de producción en el tiempo?

Einstein Millán Arcia | Experto Internacional en Petróleo y Gas Upstream / Estudios de Especialización a nivel de doctorado en flujo de fluido en medios porosos – The University of Oklahoma, 1991 / Master of Science Petroleum Engineering – The University of Oklahoma, 1990 / Ingeniero de Petróleo (UDO – 1979)
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