Petróleo: imprecisiones sobre "La Viabilidad Económica de Producir Crudo Merey 16"

He leído con mucho interés el artículo del Ing. Nelson Hernández con el nombre de "La Viabilidad Económica de Producir Crudo Merey 16". Si bien es cierto que impresiona un poco por lo, aparentemente, profundo del análisis que hace sobre el tema del crudo tipo Merey 16, también, es cierto que adolece de imprecisiones, sobre las cuales escribiré en la parte baja (en negrillas y subrayadas) de cada una de las conclusiones de su trabajo. Debo reconocer que en su preparación el Ing. Nelson Hernández ha hecho un excelente trabajo que puede servir como referencia cuando del tema se trate. Sin embargo, este trabajo es como la expresión aquella que dice de si "el vaso está medio lleno o medio vacío". Como sugiero, hay elementos del trabajo que están contenidos en la parte del vaso que está medio lleno, de las cuales no hablaré, porque quien lea el artículo, del Ing. Hernández, verá a lo que me estoy refiriendo:

Conclusiones del Ingeniero Nelson Hernández (NH):

NH. El uso de la tecnología de mezclado de petróleo es rutinario a nivel de los refinadores, para aumentar el precio de venta o la capacidad de procesamiento de un petróleo crudo de menor grado mezclándolo con un crudo de mayor grado y mayor precio. El objetivo es producir petróleo crudo mezclado según una especificación objetivo al costo más bajo utilizando el petróleo crudo de costo mínimo más alto. De lo expresado en el presente documento, se puede inferir lo siguiente:

NH. Los volúmenes de crudo FPO tienen valor cero, si su explotación no se realiza mediante tecnologías de mejoramiento.

ES. Se debería entender que cuando NH dice mejoramiento de crudo FPO se refiere a aumentar la gravedad API a través de, al menos, dos métodos: 1) mezclándolo con un petróleo liviano, condensado o con un subproducto de refinación y 2) a través de aumentar la gravedad API procesando el crudo FPO en un mejorador como los que existen en Jose, estado Anzoátegui. ¿Verdad?

NH. Para explotación a mediano y largo plazo, del crudo FPO, la tecnología de plantas de mejoramiento (pequeñas refinerías) es una de la más indicada técnica y económicamente. El uso de mezclado directo de crudo FPO con diluentes, debe ser para explotaciones a corto plazo (…las llamadas producciones tempranas

ES. El Ing. NH comete el "pequeño error conceptual" de llamar a un mejorador una pequeña refinería. NH debería saber que una refinería, aunque sea pequeña, obtiene con sus procesos, productos para el consumo del mercado como gasolina, gasoil, aceites lubricantes, grasas, etc; mientras que los mejoradores sean estos grandes o pequeños NO.

NH. Malas praxis gerenciales hicieron inoperativas las 4 plantas mejoradoras de crudo FPO, construidas bajo la modalidad de las asociaciones estratégicas para el desarrollo de las Faja, y que fueron transformadas en Empresas Mixtas en el 2006.

ES. El Ing. NH debería saber que en, al menos, 3 de los mejoradores tenemos socios extranjeros con amplia experiencia en materia petrolera como son Chevron (EE.UU), Rosneft (Rusia) y Total (Francia) en los mejoradores de PetroPiar, PetroMonagas y PetroCedeño, respectivamente. Si se tratara de mala praxis parte de la culpa se la deberíamos cargar, también, a estas empresas si ese fuera el caso. No obstante, y eso lo obvia el Ing NH, que después de la Nacionalización Parcial de las Asociaciones Estratégicas, se inició, de parte de los socios, una "operación morrocoy" en todo lo relacionado con las operaciones de las empresas mixtas creadas. En ese sentido se dejaron de hacer, en su mejor extensión, los mantenimientos preventivos y correctivos aduciendo, con o sin razón, falta de pago por parte de PDVSA, bajos precios de petróleo, incluso la situación política de Venezuela, etc. También, cabe recordar que la ExxonMobil y la ConocoPhillips socios de PetroMonagas y PetroZuata, respectivamente, adoptaron una política beligerante contra el estado venezolano al punto de demandarlas y, creo, que, todavía, hay cosas pendientes. Esa actitud se aunó a lo de no hacer nada que conllevara al mantenimiento de la producción de sus respectivas empresas.

Reconozco que el socio del estado venezolano, como lo es la CVP, no ha tenido el coraje de hacer del conocimiento de los presidentes de Venezuela (Chávez primero y ahora Maduro) el inminente colapso de los mejoradores, como bien lo señala el Ing. NH. Señalo a los presidentes de la República porque de todo eso estaban al tanto los presidentes de las empresas mixtas, el presidente de PDVSA (RR) y el Presidente de CVP (EDP) y se hicieron de la vista gorda.

NH. Producto de la inoperatividad de las plantas mejoradoras, el gobierno ha recurrido al mejoramiento del crudo FPO por medio de mezclas de crudos más livianos como diluentes. Esta técnica tiene la particularidad de que el diluente se queda en la mezcla, lo cual la hace menos atractiva económicamente.

ES. Como no tengo la información acerca de la total inoperatividad de los mejoradores, al mismo tiempo, si se que algunos de los mejoradores están mejorando el crudo de la FPO a gravedades API mucho menor para los que fueron diseñados como lo es el caso del mejorador de Petrocedeño. Se, también, que el mejorador de PetroSanFélix si está inoperativo.

La opción de mezclar el crudo extrapesado de La Faja si bien es cierto que las empresas mixtas que están recurriendo a la mezcla obtienen menos beneficio, pero es la única alternativa, por ahora, disponible para poder vender el petróleo de La Faja. Le señalo al Ing. NH que en cualquier esquema de mezcla (para la venta) el diluyente, siempre, se queda en la mezcla resultante. Solo se recupera el diluyente cuando el crudo extrapesado es mejorado y se regresa al campo de producción para su reutilización en el proceso de producción.

NH. El crudo sintético (FPO mejorado) a obtener es un crudo Merey 16, el cual es el crudo marcador de Venezuela .

ES. Solo para conceptualizar el crudo que se obtiene de los procesos de mejoramientos, arriba señalados, debe llamarse un "Crudo Tipo Merey 16". Sabemos que el Merey 16 es un petróleo de cerca de los 16 grados API que proviene, de forma natural, del Campo Merey.

Debo señalarle al Ing. NH que el crudo Tipo Merey no es el único marcador de Venezuela. Los petróleos de Venezuela están representados por una cesta de petróleos que incluye los petróleos de el Furrial, Zuata Sweet, Merey 16, Boscán, BCF 17 y Tia Juana Heavy.

NH.La optimización del beneficio de la mezcla vendrá dado por un menor precio del diluente y una calidad del mismo no menor a 30 °API. En otras palabras, tener un diluente de alta calidad al menor precio.

ES. Sin comentarios.

NH. En un escenario hipotético, y partiendo que un barril de liviano de 35 °API, puede producir 3 barriles de crudo mejorado Merey 16, las reservas de crudo liviano de Venezuela consumirían solo el 14 % de las reservas de extrapesado para producir crudo Merey.

ES. No agrega valor. Lo mismo podría decirse del petróleo liviano que se necesitaría, para la mezcla, y que está disponible en el mercado.

NH.La producción de 1 MBD de crudo Merey, vía mezcla, necesitarían 333 kBD de diluentes (121 MB al año), que a un precio actual de 70 $/B representa una erogación de 8470 millones de dólares, si este diluente es comprado internacionalmente.

ES. Esta conclusión pudiera, digo yo, dejar la impresión en el lector que esa compra pudiera ser una pérdida. Esa cantidad de millones, se recuperaría, no se, si en su totalidad, de la venta del petróleo diluido. O sea no es ningún pecado comprar diluyente, como algún experto, por ahí, lo dice.

El lector informado sabe que en estos días Sinovensa inauguró una planta donde se mezclará una producción de 165 mil barriles por día de extrapesado de La Faja con planes de llevarla en el corto o mediano plazo a 230 mil barriles por día. Toda esta producción requerirá diluyente y, de seguro, este se conseguirá, en parte, en el mercado internacional y de la producción nacional.

También, lo leimos en la internet que Petropiar, también, está utilizando el proceso de mezcla para la venta de su petróleo.

Debo informar que en Canadá, en las Oil Sands, se produce un petróleo extrapesado que bien cae en la denominación de Bitumen y de menor calidad que el petróleo extrapesado de La Faja y que, actualmente, es de 3.309.000 barriles por día, de los cuales 1.341.000 son mejorados a través de mejoradores y 1.968.000 barriles por día son mejorados a través de mezcla con un hidrocarburo más liviano, que en algunos casos es con condensado y en otros con el petróleo liviano que produce Estados Unidos de las Shale Oil con el método del "fracking"

Pareciera que el anexo II del trabajo del Ing. NH es pertinente, ahora y en el futuro. Soy de los que piensa que el petróleo extrapesado de la Faja, para su venta, será necesario mejorarlo con mezcla, con mejorador o con algún método de mejoramiento en el yacimiento, etc.

Ing NH, sería bueno revisar sus fórmulas de cálculo en las que uno de los factores es el precio del petróleo WTI a la luz de que la mayor parte del petróleo venezolano es vendido al mercado asiático, mayormente, a China. A lo mejor se puede hacer un doble cálculo: uno usando el WTI y otro usando un petróleo referencia en Asia.

Aprovecho para pedirle permiso, al Ing. NH, para usar algunos de sus gráficos, con el debido reconocimiento de su autoría, en mis presentaciones futuras acerca del tema, aquí tratado.

Felicitaciones por el trabajo Ing NH, muy aleccionador, el cual puede ser encontrado en internet con el nombre de "La Viabilidad Económica de Producir Crudo Merey 16".



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Edmundo Salazar

Experto en petróleo y gas

 edmundosalazar@gmail.com

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