El futuro de la Faja Petrolífera del Orinoco (Parte II)

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.

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.

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.

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:
¿Cuánto se dispondrá de los extrapesados para manufactura?
¿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.
¿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.
¿Cómo se dispondrá de los altos volúmenes de azufre y vanadio que se producirían en las plantas de mejoramiento?
¿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?
¿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.
¿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.
¿Permitirán los estudios de impacto ambiental estos desarrollos?
¿Qué ciudades modernas tendrán que construirse en esa extensión para garantizar la infraestructura social, económica e industrial que se necesitará?

Propuestas
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.
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.
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.)
El otorgamiento de las nuevas áreas, por parte del Ente regulador deberá ser a través de mecanismos de cesión lo más ágiles posible.
Será necesario definir la infraestructura poblacional que soportará el desarrollo de la Faja.