PDVSA: El Arranque del Proyecto Cardón IV

Existe la percepción de que estos yacimientos serían tratados y producidos como líquidos y no como gas natural. Es decir, su explotación estaría orientada a maximizar el recobro de los líquidos condensables del gas y por ende causaran un daño irreversible a nuestros recursos

Existe la percepción de que estos yacimientos serían tratados y producidos como líquidos y no como gas natural. Es decir, su explotación estaría orientada a maximizar el recobro de los líquidos condensables del gas y por ende causaran un daño irreversible a nuestros recursos

 

 La forma de explotación amenaza con dejar ingentes volúmenes de recursos en el subsuelo entrampados y causando una pérdida gigantesca e incalculable a la Nación venezolana

 

Einstein Millán Arcia / Soberania.org

Repsol[1] y ENI[2] han anunciado al unísono la puesta en producción del primer pozo de gas del proyecto Cardón IV, Campo Perla. Llama poderosamente la atención que teniendo 7 pozos perforados y completados, solo uno haya sido puesto a producir; dejando entrever visos de una declaración apresurada ante el vencimiento de la sexta oferta de PDVSA aún no cumplida, por cierto.

PDVSA ha ofrecido para abril unos 750 millones de pies cúbicos por día (MMPCD) de Plataforma Deltana y otros 250 MMPCD del Cardón IV que aun no se han producido. No es extraño que PDVSA no haya dado aún declaración oficial alguna en torno a este estratégico proyecto que ciertamente marca un importante hito para el país. Pero mas allá de la importancia estratégica, es responsabilidad del liderazgo de PDVSA asegurarse que también represente un negocio seguro conveniente, rentable y sustentable para el país.

Surgen serias interrogantes sobre la verdadera integridad técnica y financiera del proyecto, y hasta qué grado es conveniente para Venezuela, en momentos en que el precio del barril y sobretodo del gas, se encuentran deprimidos y amenazados por tensiones geopolíticas globales y el surgimiento de nuevos carteles que amenazan con dar al traste con el control de los mercados energéticos. El día de ayer el precio del gas natural se desplomaba a 2.76 $US/MMBTU, debido al temor que los inventarios hayan eliminado el déficit previsto, al ubicarse en 99 billones de pies cúbicos, 10 billones por encima del promedio a 5 años.

¿Cuál es el apalancamiento financiero de este proyecto hoy día? ¿De dónde surge y bajo cuál ley ha sido otorgado y aprobado? 

Gas_precios_internacionales_2009-2015

La Ley Orgánica de Hidrocarburos Gaseosos de septiembre de 1999 establece el derecho de la Nación venezolana a una participación del 20% como regalía y destaca el uso del gas “primordialmente dedicado al desarrollo nacional”. Con los precios del gas en el mercado interno rondando 0.97-1.10 $US/MMBTU, mientras que para el mercado internacional 2.76 $US/MMBTU es cuesta arriba justificar un desarrollo de esta naturaleza sin contar con “beneficios adicionales”. Según cifras suministradas por PDVSA, el proyecto se divide en 3 fases de inversión:

  • FASE I: 150 @ Diciembre 2014 y 450 MMPCED @ Junio 2015. Inversión cercana a 1.500 $USMM con 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 Estimada @ 2036: 5.043 $USMM.

Para que un proyecto de este tipo tenga viabilidad técnica y rentabilidad financiera, debe ser sustentado en el apalancamiento de los líquidos recuperables, en un esquema de precios convenientes tanto para el gas como para el crudo, así como de “condiciones atractivas de negocios”. Un cambio en la legislación y en las variables económicas requiere pasar por la aprobación de la Asamblea Nacional. El análisis económico así lo demuestra:

El caso base, considera las variables típicas conservadoras de un proyecto de esta magnitud, así como los parámetros exigidos por la Ley Orgánica de Hidrocarburos Gaseosos y prevalecientes del mercado: regalías (20%), precio del gas (domestico: 1 $US/MMBTU) y del crudo (est.: 50 $US/B). En este caso, el retorno de la inversión nunca ocurre, y por ende el proyecto NO SE PAGA.

Pdvsa_Gas_Proyecto_Cardon_IV_1

El segundo caso, no contemplado en la Ley Orgánica de Hidrocarburos Gaseosos considera las mismas variables anteriores, pero considerando el precio internacional del gas (Henry Hub GOM 2.77 $US/MMBTU). Los resultados sugieren que el proyecto sería MEDIANAMENTE RENTABLE y comenzaría a ver ganancias en 2027.

Pdvsa_Gas_Proyecto_Cardon_IV_2

El tercer caso es similar al caso base, pero con unas regalías e impuestos del 1%, no contemplado en la Ley Orgánica de Hidrocarburos Gaseosos. Los resultados indican que el proyecto NO SERIA RENTABLE.

Pdvsa_Gas_Proyecto_Cardon_IV_3 

El cuarto caso sería similar al segundo, pero incluyendo regalías e impuestos relajados de 1% ajeno a la ley. En este caso, el proyecto seria MEDIANAMENTE ATRACTIVO, viendo ganancias a partir del 2024

Pdvsa_Gas_Proyecto_Cardon_IV_4

El proyecto posee claros retos e incertidumbres operacionales que exigen particular atención y un riguroso seguimiento de parte de PDVSA, sobretodo en un ambiente altamente delicado desde el punto de vista del equilibrio de la biodiversidad y el ecosistema. El número estimado de plataformas en la fase final es de 4, para un total de 21 a 26 pozos; es decir entre 6 y 7 pozos por plataforma, prediciendo una operación altamente compleja debido al elevado nivel de congestionamiento. No hay que olvidar la catástrofe que “British Petroleum” causó en el golfo de México en 2010, donde fallecieron 11 personas, y por la cual ha sido obligado a pagar 18.7 millardo de dólares por una corte federal, al ser encontrado culpable del mayor desastre ambiental en aguas los Estados Unidos. ¿Están PDVSA y el país blindados contractualmente ante una eventualidad similar, sobretodo en aguas limítrofes con países vecinos?

Por otro lado, el yacimiento es clasificado como condensado retrógrado, con una riqueza incluso superior a 70 Bbls de condensado por cada millón de pie cúbicos de gas (deducido de las últimas declaraciones de ENI[2]). Este parámetro deja entrever que el hidrocarburo es sumamente rico en líquidos, muy distinto a lo que se ha querido hacer ver, que es GAS SECO. Con base a lo anterior, ¿bajo cuál premisa se otorgó la licencia de explotación a dos empresas foráneas sobre un activo de GAS CONDENSADO; ese mismo que tenemos en Norte de Monagas, Anaco o el Lago de Maracaibo, sin pasar por la Asamblea Nacional?

ENI ha declarado que “los mejores pozos pueden producir en exceso a 150 millones de pie cúbicos por día”. Esta declaración presupone que posiblemente se esté considerando producir en conjunto distintos yacimientos a través de un mismo pozo, una grave aseveración de ser cierta consumada, ya que está penado por la ley y el MENPET.

De forma similar, existe la percepción de que estos yacimientos serían tratados y producidos como líquidos y no como gas natural. Es decir, su explotación estaría orientada a maximizar el recobro de los líquidos condensables del gas y por ende causaran un daño irreversible a nuestros recursos, ya que según datos preliminares, el fluido permanece originalmente condiciones críticas, muy cercano a la presión de saturación, y presupone una elevada incertidumbre, sobre la sostenibilidad de la producción en el tiempo, amenazando con dejar ingentes volúmenes de recursos en el subsuelo entrampados y causando una pérdida gigantesca e incalculable a la Nación venezolana.

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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