PDVSA: ¿Qué esconde el Proyecto Gran Mariscal costa afuera?

El proyecto Costa Afuera Gran Mariscal posee retos de índole técnica, operacional y gerencial que estarían afectando adversamente las expectativas volumétricas iniciales e incrementando irracionalmente los costos.

El proyecto Costa Afuera Gran Mariscal posee retos de índole técnica, operacional y gerencial que estarían afectando adversamente las expectativas volumétricas iniciales e incrementando irracionalmente los costos.

 
El proyecto Costa Afuera Gran Mariscal resulta de un valor estratégico imponderable para nuestro país

 

Einstein Millán Arcia / Soberania.org

Transcurría el segundo año de la nueva PDVSA por allá por el segundo trimestre de 2004, cuando el Vicepresidente de Exploración y Producción, Félix (El Gallito) Rodríguez, nos pide que le acompañe a Intevep, a una reunión donde se discutirían aspectos técnicos sobre un proyecto que el recién nombrado director externo de PDVSA y Presidente de CVP Luis Vierma quería impulsar. Se trataba del proyecto Costa Afuera Gran Mariscal. Para el momento de dicho planteamiento el gas había mostrado una leve y muy puntual alza que luego se repetiría en 2008 por un lapso bastante limitado de tiempo, para luego desplomarse a menos de 4 US$/MMBTU. Hoy día el gas aun mantiene un valor nominal similar y un valor real por ende muy inferior al ser este ajustado por inflación.

La reunión culminó con dos recomendaciones fundamentales. La primera de ellas fue la de enfriar el proyecto debido al alto riesgo y elevado nivel de incertidumbre asociado a la fuerte inestabilidad de los precios del gas. Se solicitó además afianzar las estimaciones de volumen de reservas probadas y confirmar la producción máxima desarrollable por pozo. La segunda recomendación fue la de buscar socios con capital y capacidad operativa dispuestos a apalancar el desarrollo “confiable” de esos recursos y diluir así los riesgos previstos. 

 

Gas_precios_internacionales_1997-2014

 

Pensar en catapultar un proyecto de tamaña envergadura en medio de una atmosfera deprimida de precios era aventurado, sobretodo ante una PDVSA que se encontraba en plena recuperación luego del paro y en presencia de otros proyectos en tierra de mas rápida capacidad de respuesta, menor riesgo relativo y menor costo de levantamiento (UTC).

Sin embargo, este proyecto resulta de un valor estratégico imponderable para nuestro país. Estratégicos e imponderable porque algunos de esos yacimientos podrían estar compartidos con países vecinos (como en efecto están algunos de ellos) y evidentemente mientras estén siendo explotados por terceros, se estarían drenando nuestros recursos sin percibir un centavo, causando así un daño patrimonial a la nación Venezolana.

Es así como hacia 2005, Venezuela informa la reactivación de los desarrollos gasíferos costa afuera. Bajo la administración de Rafael Ramírez, el para entonces director de CVP Eulogio del Pino, anunció durante la presentación de “Planes Estratégicos de PDVSA 2006-2012″ en agosto de 2005, lo siguiente[1]:

“Petróleos de Venezuela tiene previsto invertir en el Plan Estratégico 2006-2012 un total de 16.780 millardo de dólares en proyectos de alto impacto en materia de gas, lo cual permitirá cubrir la demanda interna…  PDVSA estima aumentar la producción de gas de 6.300 a 11.500 Millones de Pies Cúbicos (MMPCD) para el 2012… Además, se espera incorporar (para 2012) la producción del Proyecto Mariscal Sucre el cual comprende actividades por el orden de los 1.200 MMPCD y Plataforma Deltana con unos 1.000 MMPCD.”

La oferta del actual presidente de PDVSA hecha en agosto de 2005 de incorporar 2.200 MMPCD de gas de estos proyectos costa afuera para finales de 2012 no ha sido honrada, como tampoco han sido honrados los 1.200 MMPCD ofrecidos para la misma fecha de Perla-Cardon IV. Solo en estos 3 proyectos e incluyendo la pérdida de más de 1.000 MMPCD en la producción de PDVSA GAS ANACO, Del Pino le adeuda al Estado más de 4.400 millones de pie cúbicos por día de gas (MMPCD).

El proyecto Costa Afuera Gran Mariscal posee retos de índole técnica, operacional y gerencial que estarían afectando adversamente las expectativas volumétricas iniciales e incrementando irracionalmente los costos. El campo Dragón produce fundamentalmente de 3 arenas de la formación Cumaná, pero solo una de ellas, la arena CUB-D, es la más masiva, prolífica, y la que ha dado el mayor caudal de producción. El proyecto presenta serios retos técnicos que hasta ahora PDVSA no ha sabido sortear. El fluido de estos yacimientos es ciertamente gas seco con un contenido de metano mayor del 99.5% y permanece entrampado bajo un gradiente de presión sobre-hidrostático (sobre presurizado). Por otro lado, la matriz de la roca presenta un bajo nivel de consolidación, lo cual aunado a erradas estrategias de perforación, completacion y arranque de estos pozos, ha promovido la pérdida de al menos dos pozos, así como problemas de “arenamiento” y daño prematuro que estaría impidiendo una producción estable y sostenible en el tiempo.

El precio que el MENPET reconoce para el gas en el mercado interno es actualmente de cerca de 0.97 US$/MMBTU. Las regalías de ley e impuesto sobre las ganancias para el gas están establecidas en 20% y 34% respectivamente. Considerando una inversión de tan solo 3.500 MMUS$ distribuida en 6 años y excluyendo la severidad del gasto de mantenimiento (OPEX) que se anticipa en la operación regular de este activo, el proyecto resultaría antieconómico. Aun tomando en cuenta una inversión conservadora en comparación con la cifra inicialmente publicada por PDVSA, producir este campo por si solo resultaría marginal, dado que se trata de yacimientos de gas seco con muy baja riqueza y por ende adolece del necesario apuntalamiento proveniente del hidrocarburo líquido.

 

Pdvsa_Gas_Cigma_1

 

Considerando el precio internacional del gas de 4.3 US$/MMBTU, con el mismo nivel de regalías e impuestos y excluyendo el gasto de mantenimiento (OPEX) que se anticipa en sus operaciones, producir el campo Dragón inyectaría ganancias marginales a PDVSA, pero a partir del 2025 y por el orden de 700 millones de dólares. 

 

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Solo considerando el escenario de precio internacional, con regalías del 1% y excluyendo los impuestos sobre las ganancias, el proyecto sería rentable y atractivo desde el punto de vista de negocios, comenzando a ver ganancias a partir del 2021, para acumular un NPV de unos 4.000 MMUS$. 

 

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Hasta ahora, tanto para el caso del proyecto Perla-Cardon IV (presentado en artículo separado), como para el caso del campo Dragón (CIGMA), las evaluaciones preliminares han demostrado que estos proyectos por si solos no serían rentables si a las leyes vigentes y estructura de precios para el gas reconocido por el MENPET y ENAGAS nos ajustamos. Aun considerando un escenario muy conservador para el tamaño de la inversión, en comparación con las cifras anunciadas por el actual presidente en el 2005. Desconocemos mayores detalles sobre cual ha sido el nivel de gasto real, ni tampoco cuales han sido las pérdidas operacionales hasta ahora acumuladas por estos proyectos, pero a todas luces y aun descontando dicho impacto, estos proyectos prenderían inmediatamente las alarmas en cualquier organización seria del mundo, no solo por las pérdidas de capital, sino por las implicaciones que ello tendría sobre el ya agigantado déficit de gas que PDVSA presenta para el país, en exceso de 3.100 MMPCD.

 

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Referencias:

[1] Ver. http://www.pdvsa.com/planes_estrategicos/noticia.htm
[2] Ver: http://blog.banesco.com/blog/pdvsa-se-prepara-para-eliminar-el-deficit-de-gas/

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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