PDVSA: A nueve meses del “sacudón”

Mientras se siga dejando a un lado el papel decisivo del talento, el conocimiento, la experticia y la tecnología en la dirección del negocio, PDVSA seguirá indefectiblemente por las sendas de la improvisación, la perdida de valor, la ineficiencia y el deterioro.

Mientras se siga dejando a un lado el papel decisivo del talento, el conocimiento, la experticia y la tecnología en la dirección del negocio, PDVSA seguirá indefectiblemente por las sendas de la improvisación, la perdida de valor, la ineficiencia y el deterioro.

 

A medida que el volumen producido de la FPO aumenta con respecto a la producción total de PDVSA, los costos de producción se incrementan proporcionalmente

 

Einstein Millán Arcia / Soberania.org

Los resultados reflejados en el Informe de Gestión 2014-2015 de PDVSA señalan que el “sacudón” de 2014 no ha producido los resultados esperados. La producción aun no se ha cristalizado en barriles en el tanque, ni pies cúbicos de gas en las tuberías; por el contrario, la tendencia ha sido hacia la disminución de los volúmenes de producción tanto en crudo como en gas. Los principales retos que enfrenta la actual junta directiva, pueden resumirse en los siguientes:

  1. La producción de crudo en los activos tradicionales ha retrocedido vertiginosamente, particularmente desde 2008.
  2. Los proyectos gasíferos transitan su sexta promesa y hasta el momento no han aportado el volumen prometido. Se está a la espera de los 750 millones de pie cúbicos de gas por día (MMPCD) ofrecidos para el pasado mes de abril; así también de la producción temprana de Gran Mariscal, Plataforma Deltana y Perla Cardón IV, ofrecidos para el primer semestre de 2015.
  3. El desarrollo de la Faja Petrolífera del Orinoco (FPO) presenta un atraso crítico en función de la meta de 4.000.000 B/D para 2019. Este proyecto ha encarecido los costos de manera exponencial, en momentos en que el barril permanece deprimido.
  4. Los derrames, desaciertos operativos y accidentalidad en PDVSA han ido en aumento.

La tabla siguiente extraída del informe oficial de PDVSA, muestra que la mengua en la producción se ha extendido a casi todos los activos (crudo + gas equivalente).

Pdvsa_Produccion_Crudo_LGN_2010-2014

En liviano-mediano (L/M) el país ha dejado de producir cerca de 749.000 B/D desde 2008, motivado a la ausencia de una política adecuada de gerencia de activos, que promueva la inserción de tecnologías orientadas, tanto a producir reservas no desarrolladas, como a extender el factor de recuperación primario.

En la FPO la declinación de los yacimientos es un pesado lastre que pone a prueba las metas del 2019. La imagen siguiente corresponde a una presentación dada por el director de la FPO en junio 2014. Para entonces la producción reportada de la FPO era de 1.252.000 B/D de crudo y 799.4 MMPCD de gas. Una producción de gas excesiva en comparación con el volumen de crudo producido y que discrepa de la naturaleza misma del crudo de la FPO. Al cotejar las cifras presentadas en nota de prensa reciente[1] con las correspondientes al informe oficial 2014-2015, se podría suponer que la discrepancia en la producción para la gestión de 2008, 2010, 2011 y 2013 se debe a que el informe oficial incluye el líquido equivalente del gas.

Pdvsa_Faja_Petrolifera_del_Orinoco_1

¿Cómo se justifica que para 2009, 2012 y 2014 la contribución del gas equivalente a la producción oficial fuese nula entonces, o es que acaso están infladas el resto de las cifras de producción? El detalle para el periodo 2008-2014 se muestran en la tabla y gráfico siguiente.

Pdvsa_Faja_Petrolifera_del_Orinoco_Produccion_2007-2014

En cuanto a eficiencia de la actividad de perforación, el número de pozos por taladro-año ha variado entre 5 y 8 desde que se inicio el nuevo desarrollo de la FPO. Es decir, perforar y completar un pozo típico toma actualmente entre 45 y 74 días, cuando normalmente un pozo de similar o mayor nivel de complejidad en la FPO, toma entre 25-30 días según resultados y tecnología del 2004-2006. Comparando la información mostrada en la misma nota[1], con la presentación de Junio 2014, se necesitarían alrededor de 40 taladros activos con tendencia a aumentar cada año; o lo que es lo mismo, cerca de un pozo nuevo por día, solo para compensar la declinación de la producción.

Todos estos elementos han incidido adversamente en el costo del barril de PDVSA. A medida que el volumen producido de la FPO aumenta con respecto a la producción total de PDVSA, los costos de producción se incrementan proporcionalmente, tal y como se aprecia en el gráfico siguiente.

 Pdvsa_Faja_Petrolifera_del_Orinoco_Costos_Produccion

Durante 2006 cuando la contribución de la producción proveniente de la FPO representaba un 17% de la producción total, los costos de producir un barril eran de 4.34 $. Para 2014, cuando la producción de la FPO constituye el 43% de la producción total, los costos de producción escalaron a 18.05 $/B; un aumento neto de más de 315%. No sugerimos con ello que se abandone la FPO, por el contrario. Pero alguien debe explicar al país: ¿porqué se han descuidado los activos tradicionales con más de 22 billones de barriles aun por producir, con costos de producción por debajo de 5 $/B, y con un valor comercial muy superior al pesado-extrapesado de la Faja Petrolífera del Orinoco?

Actualmente el número de taladros activos en la FPO es de 117, sin embargo, para lograr la meta de 4.000.000 B/D para 2019, el número de taladros activos por año debería por lo menos elevarse hacia los 200 taladros[2], con lo cual se conseguiría el doble propósito de elevar la producción al nivel requerido de alrededor de 550.000 B/D por año, mientras se compensa la severa declinación natural. Una actividad de este calibre donde se estarían perforando unos 1.400 pozos por año, requeriría de una compleja logística para lidiar con el elevado nivel de congestionamiento tanto en superficie como en fondo, que demanda de un ingente volumen de recursos que ameritaría de una elevada rigurosidad e integración coordinada entre los operadores, amén de una rígida cultura de seguridad, higiene y protección del ambiente.

La pregunta que responsablemente debería hacerse la dirección de PDVSA es: ¿están o no preparados para atender semejando reto, considerando el aumento desmedido de ilícitos ambientales y siniestralidad evidente desde 2008?

 Pdvsa_Derrames_crudo_1997-2012

Excluyendo los siniestros y enfocándonos en los derrames, son múltiples las ofensas contra el medio ambiente reportadas entre enero 2013 y abril de 2015 a lo largo y ancho de la geografía nacional. La contabilización de los volúmenes vertidos y el grado de contaminación e impacto ambiental ha sido imposible de establecer, ya que es práctica común impedir el acceso a dichas zonas, así como el cierre y blindaje de las mismas:

El Estado junto a entes independientes verdaderamente calificados, debería responsablemente integrarse como vigilante de estas operaciones y estar alerta ante cualquier indicio de actividades que conduzcan a la afectación del medio ambiente, en una zona donde la biodiversidad representada en la flora, la fauna, los mantos acuíferos y las comunidades abundan, como también abunda la posibilidad de grave riesgo, ante la irresponsabilidad e indolencia de algunos operadores.

Mientras se siga dejando a un lado el papel decisivo del talento, el conocimiento, la experticia y la tecnología en la dirección del negocio, PDVSA seguirá indefectiblemente por las sendas de la improvisación, la perdida de valor, la ineficiencia y el deterioro.

 

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Referencias:

[1] http://www.noticias24.com/fotos/noticia/21922/a-ocho-anos-de-su-nacionalizacion-
la-faja-de-petrolifera-hugo-chavez-suma-1-326-000-barriles-diarios/

[2] http://www.eluniversal.com/economia/150421/invertiran-15-millones-en-faja-petrolera-del-orinoco

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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