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Caracas / Venezuela -
 


El futuro de la Faja Petrolífera del Orinoco
Diego J. González C.* / Soberania.org - 21/03/06

El pasado 07 de enero 2006 se cumplieron  70 años de la perforación del primer pozo en el Campo Faja Petrolífera del Orinoco (la Faja), el Canoa-1 el cual resultó seco. Cuenta el geólogo Aníbal R. Martínez que comenzó a perforarse el 16 de octubre de 1935. El campo sería descubierto el 14 de noviembre de 1938 por el pozo Suata-1. Esa gran fuente de recursos que es la Faja podría convertirse en una de las mejores alternativas energéticas para el mundo de los tiempos por venir.

La Faja es la acumulación de petróleo movible más importante del mundo. Otras acumulaciones gigantes son  las Arenas de Atabasca en Canadá (1.600 MMMB de recursos), las “lutitas petrolíferas” de Wyoming, Utah y Colorado en los EE.UU. (1.200 MMMB de recursos) y las acumulaciones similares que puedan encontrarse en China, Australia, Alemania, Estonia, Brasil y otros países.

Estas acumulaciones que pudieran competir con la Faja, tienen la característica que los hidrocarburos que contienen no fluyen en forma natural, desde los yacimientos hacia los pozos, por lo que en la mayoría de los casos tienen que ser explotados utilizando prácticas de minería o procesos de “recuperación asistida”  y físicos dentro o fuera del yacimiento. En otras palabras, es más costosa su producción. Valga aclarar que los depósitos en las  “lutitas” no son de petróleo propiamente dichos, son mezclas de kerógeno y rocas compuestas de arena, arcilla y carbonato de calcio.


 ¿Por qué el desarrollo total de la Faja en el mediano y largo plazo?


Partiendo de la premisa de que la Faja es la única fuente significativa de reemplazo de la declinación de los campos  petroleros “tradicionales” de Venezuela, es necesario desarrollarla completamente, si se quiere continuar siendo el suplidor confiable que ha representado el país, desde el comienzo de la explotación de sus hidrocarburos en 1914. Otra razón de peso es la oportunidad de aprovechar el suplir parte importante de la creciente demanda de energía a nivel mundial. Y lo más esencial, es la fuente para generar las divisas necesarias para apalancar el paso del país hacia la modernidad y el progreso.


El petróleo original en sitio


Tan significativo como las reservas recuperables, es el petróleo original en sitio (POES). En el caso de la Faja, el POES se ha estimado entre 914 (Aníbal R. Martínez) y 1.360 (PDVSA, Plan 2006-2012) millardos de barriles (MMMB). Para dar el sentido de estas cifras, valga recordar que desde 1917, cuando comenzó a registrarse la producción de Venezuela hasta 2003,  ochenta y seis años de explotación con pico de 3,7 MMBD en 1970, la producción acumulada de petróleo y bitúmenes había alcanzado la cifra de 56,6 MMMB, cifra que representa solo el 6,2 % del POES conservador de la Faja – 914 MMMB.

Las magnitudes del petróleo original en sitio de la Faja, así como sus reservas recuperables son tales, que para cualquier efecto práctico se pueden utilizar cualquiera de las arriba citadas, ya sean las que se han presentado como oficiales por los más altos representantes del Ministerio de Energía y Petróleo (MEP) y de Petróleos de Venezuela (PDVSA) en sus tantas presentaciones y declaraciones públicas a nivel nacional e internacional, o las cifras de Aníbal R. Martínez, más conservadoras, que aparecen en su reciente libro La Faja del Orinoco, Editorial Galac, Caracas, 2004..

Sin embargo,  para tener las cifras más exactas, se tendrá que esperar los resultados de la declaración del Ministro de Energía y Petróleo, en el sentido que todas las reservas de semejante acumulación serían certificadas:


…La Faja se ha dividido en 27 bloques, de 500 kilómetros cuadrados cada uno, para certificar sus reservas y, en opinión del ministro Ramírez, obtenidos los datos se le podrá decir al mundo que el escenario ha cambiado, “que las reservas ubicadas en Venezuela son de petróleo y que
este país es un actor fundamental para cualquier plan energético que se tenga en el planeta”… En la certificación de la Faja participarán Exploración y Producción de PDVSA, la Corporación Venezolana de Petróleo (CVP), el INTEVEP y el Ministerio de Energía y Petróleo. Fuente:PDVSA, 10 de julio de 2005…


Conviene aclarar que el método de certificación a seguir en todos los casos deberá ser el aprobado por los Congresos Mundiales de Petróleo WPC, por la Sociedad de Ingenieros de Petróleo SPE y la Asociación Norteamericana de Geólogos Petroleros AAPG, adoptadas por la Naciones  Unidas

Este volumen de petróleo está localizado en seis áreas de tierras planas que ocupan un total de 13.600 km2, es decir el 30% de toda el área geográfica que comprende la Faja al norte del río Orinoco (46.000 km2). Tiene 460 Km. de largo por 100 Km. de ancho, extendiéndose desde la población de Tucupita en el este hasta la el pueblo de Calabozo por el oeste. Una extensión casi de Caracas a San Cristóbal, en línea recta. El área de la Faja está prácticamente despoblada, apoyándose en las ciudades vecinas de El Tigre, Anaco, Maturín y Ciudad Bolívar, por lo que un desarrollo de varios millones de barriles diarios requerirá del diseño de una infraestructura poblacional y de servicios más sólida, como ocurrió con el desarrollo de la Costa Bolívar y del Lago de Maracaibo que para llegar a desarrollar tres millones de barriles diarios, tuvo que apoyarse en una ciudad como Maracaibo y poblaciones como Cabimas, Ciudad Ojeda, Lagunillas y Bachaquero, así como del desarrollo de campos petroleros de grandes dimensiones como Tía Juana y Lagunillas (Figuras 1 y 2).


Figura 1

 

 

Figura 2

 

Las zonas actualmente en explotación abarcan un área muy pequeña con respecto a la figura anterior (Tabla 1):



Mecanismos de producción:


Conocido los valores del POES, el “factor de recobro - FR” es el parámetro indispensable para establecer las reservas probadas, y para establecer éste se necesita conocer antes el “mecanismo de producción” principal de los yacimientos. Para definir los mecanismos de producción de la Faja se considera en primer lugar que los yacimientos son casi horizontales, presentando un buzamiento regional de no más de cuatro grados en dirección Sur-Norte, sin contactos gas-petróleo, pero sí agua-petróleo. Otro parámetro de interés son las características de las arenas que conforman los yacimientos, las cuales en general tienen alta porosidad, son no consolidadas, es decir, son deleznables y se producen en gran medida junto con el crudo y bitúmen. Finalmente, influirá en el comportamiento de producción la presencia de agua. Por ejemplo, en el caso de Cerro Negro hay una producción creciente de agua en el tiempo. En la Faja el mecanismo predominante es el de gas en solución, con la característica que se está en presencia de un “Petróleo Espumante”, lo cual incrementa el recobro final.

Con respecto a la declinación anual de producción de los yacimientos en explotación, una buena referencia es el caso del área O-16 que tiene 20 años produciendo (anteriores campos Jobo y Pilón) y ahora pertenece a Cerro Negro y produce los bitúmenes para Bitor, a través de 97 pozos completados, de los cuales hay unos 50 activos. En esa área hay elevada producción de agua y arena, y alta declinación (15% en los pozos desviados y 10% en los horizontales).  La presión inicial era de 1126 libras por pulgada cuadrada (lpc) y hoy es de 735 lpc. Unos parámetros confiables para la evaluación de las reservas también aparecen en el estudio de Bitor, en el caso de la presión y corte de agua, se utilizaron los siguientes: Producción de abandono 50 barriles por día por pozo y  corte de agua 95%.

Los FR de las cuatro áreas en explotación se ha estimado conservadoramente entre 6,1% y  11,8 % del POES (Tabla 1).  Un estudio de 2004 para el área de Bitor lo sitúa en 5,69%, utilizando las curvas de declinación de presión de cada pozo en producción. El Plan de Negocios 2006-2012 de PDVSA presenta un factor de recobro aún más conservador de 2,3%, porque incluye tanto las áreas en explotación como las que no han sido otorgadas. Por otra parte, PDVSA presentó en Houston en 2004 (Figura 3), escenarios de factores de recobro  de 8,5%, 12,0%, 16,0% y hasta 20%, para alcanzar producciones pico de 3,0, 4,5, 7,0 y 8,0 millones de barriles diarios, correspondiente a los años 2030, 2050, 2060 y 2065 respectivamente.



Figura 3



Producción actual


Los pozos multilaterales, la perforación horizontal, el uso de bombas electro sumergibles y la inyección de vapor y diluentes han resultado elementos exitosos para tener los altos volúmenes de producción que reporta el Ministerio de Energía y Petróleo para las cuatro Asociaciones Estratégicas y Bitor. Para el mes de mayo 2004, según el MEP, se estaban produciendo 617.000 barriles diarios de crudos extrapesados y bitumen, a través de unos 961 pozos activos, lo que produce el excelente indicador de 642 barriles diarios por pozo.

El Ministro de Energía y Petróleo informó recientemente del otorgamiento de 27 bloques de la Faja con un área de 500 kilómetros cuadrados cada uno, siguiendo lo establecido en el Artículo 37 de la Ley Orgánica de Hidrocarburos (LOH).

Considerando la extensión total de las cuatro áreas ya otorgadas, se concedería el resto en toda su extensión, y por lo tanto tales bloques serán contiguos, por lo menos adyacentes por varios lados, lo que hará obligatorio la firma de Convenios de Unificación de los yacimientos en explotación, según lo establecido en el Artículo 42 de la LOH.

Al aplicar los Convenios de Unificación de los yacimientos, los operadores de cada bloque deberán compartir con sus vecinos todas las inversiones, los gastos y la producción, y por supuesto las ganancias, en función de una serie de parámetros, donde resaltarán las reservas de petróleo que diga tener cada uno, los límites de los yacimientos, así como la ubicación geográfica de cada bloque.


COSTOS DE PRODUCCIÓN


Los costos de producción aguas arriba se han reducido drásticamente, al descender de 3,0 $/Bbl en 1991 a 0,95 US$/Bbl en 2003, al pasar de la producción en frío a los pozos horizontales y las bombas electro sumergibles (ver Figuras 4 y  5 presentadas por PDVSA), lo que multiplicó la producción de los pozos. Los costos de mejoramiento están entre 2 y 3 US$/Bbl, los financieros entre 4 y 5 US$/Bbl, para un costo total entre  7 y 9 US$/Bbl. Cuando se otorgaron las licencias para las asociaciones los costos totales se estimaron alrededor de 12 US$/Bbl.

Figura 4


 

Figura 5



MEJORAMIENTO:


El proceso de mejoramiento comprende dos etapas. Un mejoramiento muy sencillo, acua conversión, que produce un crudo de 16º API.  Otro, el mejoramiento parcial más avanzado donde  resulta en un producto mayor a  26º API y luego  un producto llamado sintético de alta calidad que puede ir a cualquier mercado. Hay otra corriente similar ente 16 y 22º API que va a procesos subsecuentes de refinación. Los productos de Petrozuata van a Paraguaná  y Lake Charles, y los de  Cerro Negro van a  Chalmette. Los  crudos mejorados de alta calidad de Sincor y Hamaca (Ameriven) van al mercado abierto. Estos dos últimos tienen gravedades de 32º API y 26º API, respectivamente (ver Figura 6 presentada por PDVSA).

Los primeros subproductos del mejoramiento son el gas asociado, el crudo “sintético”, los gases mejorados, el coke y los gases puros.  De estos resultan el GLP, los productos tradicionales de refinería, las olefinas (etano, propano,  butanos), nafta, kerosén y diesel. El coke va a generación eléctrica y de los gases puros se produce gas de síntesis y GTL (gas to liquid, que es un diesel puro).

En Cerro Negro se tienen 2 trenes de deshidratación y  tratamiento, un sistema de compresión de gas para ser usado como combustible y ventas, y un sistema de disposición de agua salada. Los detalles del mejorador  son los siguientes: Destilación atmosférica (157 kbd), coquificación retardada (48 kbd / 2200 TPD de Coke), purificación de hidrógeno e hidrotratador de nafta, tratamiento de aminas, 2 plantas de azufre súper Clauss y una planta de tratamiento de aguas  agrias y efluentes.

En el mediano plazo, las Asociaciones tienen las siguientes propuestas:

Petrozuata instalará un desalador adicional, un grupo de bombas de residuo corto en las unidades de vacío y modificarán los equipos menores de la unidad HTN. Por su parte Sincor modificará su fraccionador y otros equipos menores de las unidades de coquificación, HTN y sistemas de alivio. Cerro Negro y Hamaca solo realizarán modificaciones menores en algunos equipos.

Hay propuestas para producir y mejorar el crudo de Machete y construir plantas de mejoramiento en Guiria. Falta por plantearse la construcción en el mismo sitio de plantas de mejoramiento y refinerías.


Figura 6



Usos de los extrapesados y del bitumen


Para el desarrollo futuro de la Faja, será indispensable ratificar el uso que tendrán los crudos a extraerse. Hasta el presente se han definido dos usos: Los extrapesados para mejoramiento y manufactura y los bitúmenes, en forma de Orimulsión, para generación eléctrica. En el futuro, la producción de los 27 nuevos Bloques  será de unos 4,0 millones de barriles diarios, de comportarse como las áreas actualmente en explotación (150.000 barriles diarios promedio).  Una magnitud tal de producción que será necesario tener respuestas a las siguientes preguntas:


  1. ¿Cuánto se dispondrá de los extrapesados para manufactura?


  2. ¿Cuánto se dispondrá de bitumen para generación eléctrica?, si se considera la posición actual de altos representantes del MEP, como el viceministro de Hidrocarburos Bernard Mommer.


  3. ¿Dónde se manufacturarán los nuevos extrapesados? Tomando en cuenta que sería necesario construir varios complejos JOSE, de ser en Venezuela, ó de resolver los problemas de transporte, si va a exportarse para ser mejorado en otros países.


  4. ¿Cómo se dispondrá de los altos volúmenes de azufre y vanadio que se producirían en las plantas de mejoramiento?


  5. ¿Dónde será la generación de electricidad?  ¿Se exportará toda la Orimulsión para tal fin (Saúl Guerrero), o su electricidad equivalente para América Latina,  generándola en Venezuela, como lo visualiza Poleo?


  6. ¿Cómo se industrializarán las corrientes de gas que se producirán en las plantas de mejoramiento? Se estima que la producción y el mejoramiento de los 617 MBD de crudos extrapesados de hoy, generan 133 millones de pies cúbicos diarios (MMPCD) de gas, de los cuales solo se consumen 40 MMPCD en las operaciones.


  7. ¿Qué mecanismos financieros se utilizarán para que la estatal PDVSA aporte como mínimo el 51% de las nuevas inversiones requeridas, acorde con la LOH?, recordando que para el desarrollo de los primeros cuatro bloques y el mejoramiento del crudo producido se requirieron US$ 14.600 millardos.


  8. ¿Permitirán los estudios de impacto ambiental estos desarrollos?


  9. ¿Qué ciudades modernas tendrán que construirse en esa extensión para garantizar la infraestructura social, económica e industrial que se necesitará?


Propuestas:


  1. Será conveniente la creación de un Ente regulador, con personal altamente calificado, autárquico e independiente del Ministerio de Energía y Petróleo,  para armonizar el desarrollo futuro de la Faja, tanto desde el punto de vista técnico como ambiental y social.


  2. Se requiere aprobar por el Ministerio de Energía y Petróleo un Reglamento de Unificaciones, para facilitar los procesos que en el pasado han resultado tan tortuosos sobre esta materia.


  3. El Reglamento antes propuesto deberá considerar las aprobaciones de actividades por “Paquetes”  dada la analogía y magnitud en número de las mismas (Vg. pozos, estaciones de flujo y recolección, oleoductos, etc.)


  4. El otorgamiento de las nuevas áreas, por parte del Ente regulador deberá ser a través de mecanismos de cesión lo más ágiles posible.


  5. Será necesario definir la infraestructura poblacional que soportará el desarrollo de la Faja.

 

 

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BIBLIOGRAFÍA:

  • Aníbal R. Martínez (ARM), La faja del Orinoco, Editorial Galac, Caracas 2004

  • Víctor Poleo, página Web www.soberania.org  

  • Bernard Mommer, El Mito de la Orimulsión, MEM, Caracas, 2004

  • Saúl Guerrero, artículos de prensa sobre la Orimulsión

  • Javier Delgado Hernández, trabajo de grado IP, UCV, 2004

  • Petroguía, Mapa energético de Venezuela, 2005-2006
  • Petroguía, Edición 2006, Editorial Los Barrosos (apareció una versión de este trabajo)

 

NOTA:

  • Para convertir toneladas métricas de bitumen a barriles de petróleo equivalente, se utilizó el factor de 6,25 ton/barril. Ref.: Rosalía, Russo, Arroyo, Castillo, Universidad Nacional Experimental  Simón  Rodríguez, 2000

 

 



[*] Diego J. González C. / Paradigmas XXI, CA / Email: gonzalezdw@cantv.net


 


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