(La Faja no está sola, la acompañan las "Oil Sands "de Canadá)

PDVSA. Parte 15. Reestructuración de PDVSA

A la "COMISIÓN PRESIDENCIAL PARA LA DEFENSA, REESTRUCTURACIÓN Y REORGANIZACIÓN DE LA INDUSTRIA PETROLERA "ALÍ RODRÍGUEZ ARAQUE" (LA COMISIÓN): Algunos petroleros piensan que los problemas de producción, transporte, mejoramiento y comercialización son factores exclusivos de La Faja, y no. Muchísimo antes de que en Venezuela se iniciara la producción de petróleo extrapesado, ya, en Canadá, a los fines de los 60´s y principios de los 70´s se estaban explotando lo que hoy se llaman las "Oil Sands" (Arenas Petrolíferas). Recuerdo que cuando vi el curso de Geología Económica, con el profesor José Baptista Gómes, cariñosamente llamado, Loro Pichón, por allá por el año 1972, en el núcleo de la Universidad de Oriente de Ciudad Bolívar, un tópico del Curso era, precisamente, Explotación de las Arenas Bituminosas de Athabasca de Canadá. Le pasó lo mismo que a La Faja que también se la calificó, por un tiempo, como Bituminosa. A ambas le fue cambiado sus nombres, la primera a "Oil Sands" y la segunda a Faja Petrolífera del Orinoco. Sin entrar en muchos detalles debo decir que en Canadá no tienen ningún complejo en decir :"El Bitumen que se produce de las Oil Sands". En cambio, en Venezuela la palabra Bitúmen tiene otras implicaciones que trataré en un escrito futuro.

La Explotación de las Oil Sands, en minas a cielo abierto, comenzó en el año 1967 con la "Great Canadian Oil Sands (hoy Suncor Energy)". Este proceso comprendía la explotación de la mina, su transporte, en camiones o por cinta transportadora, hasta una planta separadora del bitumen, la arcilla y la arena; transporte por oleoducto hasta un mejorador donde se transformaba a un petróleo liviano de más de 35 grados API de alta calidad y de ahí a una refinería para su transformación en productos comercializables.

Por su parte, lo que debemos llamar, en buena ley, La Faja se empezó a producir a fines de los 90´s con un proceso de explotación de Petróleo Extrapesado que consistía en su dilución dentro o en el cabezal del pozo, su transporte de un diluido de alrededor de los 16 grados API y su mejoramiento, prefiero llamarlo transformación, en un mejorador ubicado en la costa norte del Estado Anzoátegui en la localidad de Jose. Por supuesto, no hay que dejar de reconocer que en los años 70´s, también, en Venezuela, sobre todo en el sur de los estados Monagas y Anzoátegui se producía Petróleo Extrapesado, por solo mencionar dos, en el Campo Melones, de la antigua operadora CVP y en el Campo Jobo de la antigua operadora Creole. El proceso de producción era y, todavía, lo sigue siendo, más sencillo que el de las Oil Sands, el cual consistía mezclar el Petróleo Extrapesado con un petróleo liviano producido en áreas cercanas y lograr una mezcla comercializable que podía estar en los 16 grados API o un poco mayor y listo para su exportación.

Profundidad

Respecto a la profundidad, el Bitúmen de las Oil sands se encuentra en afloramientos y a profundidades en el orden de los 600 pies (200 m). Debo señalar que las Oil Sands se producen de dos maneras: Una, tipo minería a cielo abierto hasta una profundidad máxima, por ahora, de 75 pies (unos 20 metros o un poco más) y la otra, llamada Producción en Sitio (In Situ Production) a profundidades a un poco más de los 600 pies (200 metros) utilizando, mayormente, el método SAGD (Steam Assisted Gravity Drainage- Drenaje Gravitacional Asistido por Gravedad) muy distintos a los utilizados en producción de petróleo convencional. Aunque debo señalar que hay un solo proyecto de inyección alterna de vapor.

Por su parte, la profundidad de los yacimientos de Petróleo Extrapesado, en La Faja, se encuentran a profundidades que varían desde los 2.500 pies (800 m) hasta un poco mas de 4.000 pies (mas de 1.200m) .

Viscosidad y Grados API

El Bitúmen de las "Oil Sands" en cuanto a su viscosidad y grados API podríamos considerarlo como un "hidrocarburo muerto", potencialmente sólido, lo cual quiere decir que no se mueve dentro del yacimiento (o mina) debido a su viscosidad mayor a 100.000 centipoises, está a presión cero libras por pulgada cuadrada a condiciones de yacimiento, y de una gravedad que varía entre 4 y 7 grados API. No se puede, como dije antes, producir con ninguno de los métodos tradicionales, sobre todo, los que se encuentran a profundidades de 600 pies o más, por lo que se hace necesario calentarlo para "revivirlo" y transportarlo al sitio de su procesamiento.

En cambio el Petróleo Extrapesado de La Faja (¿Recuerdan lo de No Newtoniano?) es un hidrocarburo vivo, que se mueve dentro de la roca con bastante dificultad por su viscosidad mayor a los 5.000 centipoises y que, en determinado momento (unos pocos años desde el inicio de su producción), se convierte, también, en un "hidrocarburo muerto" y, de ahí, su ALTO FACTOR DE NO RECOBRO. En La Faja se puede encontrar petróleos extrapesados cuya Gravedad API varia entre 4 y 10 grados API y con un poco de petróleo pesado.

Método y Cantidad de Producción

Las Oil Sands se explotan de dos maneras: una, a minería a cielo abierto, con el uso de palas mecánicas y camiones volteos que tienen una capacidad de 400 toneladas. Por cada 2 toneladas de material de las "Oil Sands" se obtienen 2 barriles de Bitúmen lo que quiere decir que un camión de los señalados en cada viaje transporta 200 barriles. Como ejemplo, la empresa Suncor que produce 300.000 barriles de Bitúmen por día necesitaría, en caso que tuviera un solo camión volteo, hacer 1.500 viajes desde la mina hasta la planta para completar los 300.000 barriles por día que produce. Por supuesto, esa empresa no usa un solo camión volteo. Muchas de las empresas que operan las "Oil Sands" tienen un número de camiones que varía de acuerdo a su producción que pueden estar entre los 30 a 50 camiones. Un camión del que estamos hablando tiene un costo aproximado de 5 millones de dólares, sin meter el valor de los cauchos que cada uno cuesta 54 mil dólares y tienen una altura de 3 metros. ¿Qué tal?. Por este método se produce un aproximado de 1,6 millones de barriles de Bitúmen por día y su FACTOR DE NO RECOBRO está entre el 10 y el 20%.

La otra manera de producción de las Oil Sands, y de mayor uso, es lo que en Canadá se llama "In Situ Production" (Producción en Sitio) que consiste, mayormente, en el método SAGD, ya mencionado, en el cual se perforan dos pozos horizontales y paralelos dentro de la roca impregnada de Bitúmen. Uno de los pozos se perfora en la parte superior del yacimiento y al que se le inyecta vapor para "derretir" al Bitúmen y el otro pozo en la parte inferior del yacimiento el cual se llena, por gravedad, del bitumen "derretido" y se extrae con un método de bombeo para traerlo a la superficie. De menor uso, como método de producción es el Cyclic Steam Stimulation (Inyección Cíclica de Vapor), el cual consiste en la inyección de vapor de agua a alta presión en un solo pozo, también, para "derretir" el bitúmen y producirlo a través de bombeo mecánico. A través de este último método se produce, también, una cifra cercana a los 1,6 millones de barriles por dia. y su FACTOR DE NO RECOBRO puede variar entre el 40 y el 70%.

La Producción total de las "Oil Sands", en la actualidad, aún con Coronavirus y el bajo precio del petróleo, está en el orden de los 3,2 millones de barriles de Bituúmen por día. Bastante, ¿Verdad?

Por el lado de La Faja, el método de producción es, lo que se llama en el argot petrolero, "producción en frío", que quiere decir sin estimulación con vapor de agua u otro método de calentamiento, a través de la perforación de pozos horizozontales. La presión del yacimiento, en los primeros años de producción (¿10 años?), mayor de 800 libras por pulgada cuadrada es suficiente como para hacer fluir el Petróleo Extrapesado (otra vez, el No Newtoniano) desde el yacimiento hasta el pozo que luego será extraído por algún tipo de bombeo mecánico. Este petróleo, tiene que ser diluído, bien dentro del pozo o en la superficie para poder ser transportado a sus tanques de almacenamiento, en el campo, y hasta el patio de tanques en la ubicación de los mejoradores para su transformación en un petróleo de mejor calidad que pueda ser comercializable.

La producción de Petróleo Extrapesado de La Faja, estuvo, en la primera década de este siglo entre 400 y 500 mil barriles por día, en la actualidad, ha llegado hasta unos 200 mil barriles por día. Debe llamarnos la atención que ese método de producción es el que que tiene el MAYOR FACTOR DE NO RECOBRO y que está alrededor del 90%, en otras palabras, es el que deja más petróleo en el subsuelo. Además, existe el agravante de que todas las empresas que operan en La Faja no han puesto en funcionamiento algún proyecto, de gran escala, que permita no solo mantener la energía del yacimiento (presión), sino, que también, contribuya a a la disminución del FACTOR DE NO RECOBRO. No debo ser mezquino al no reconocer que han habido algunas aplicaciones de algunas técnicas, a pequeña escala, como es el calentamiento del petróleo dentro del pozo con resistencias eléctricas o calentadores; inyección de surfactante, el cual se usa para despegar el petróleo de los granos de arena (disminución de la tensión superficial); algunas pruebas de "integridad" para "determinar" si pudiera ser viable la inyección de vapor. Esto último, no es mas que un ardid para "engañar" a los organismos reguladores y a los venezolanos de PDVSA para que, no crean, dicen ellos, que no estamos haciendo algo. Nadie en el mundo duda que la completación de los pozos, para producir Petróleo Extrapesado, tiene que ser, si o si, con revestidores, equipos de producción y cementos que resistan altas temperaturas y, adicionalmente, está comprobado que, con la Inyección de Vapor, se logra disminuir, en proyectos comprobados en el mundo, el FACTOR DE NO RECOBRO a niveles del 20%. Pero lo que es peor, los organismos controladores y reguladores se dejaron pasar el "Strike" de permitir que la completación del 99,9 % de los pozos de La Faja se hiciera con materiales para baja temperatura. ¿Qué significa esto? Que en caso que se quiera aplicar algún método de recuperación secundaria o terciaria que requiera ALTA TEMPERATURA habrá que perforar nuevos pozos. Compatriotas de LA COMISIÓN, es el momento de incluir, en la Reestructuración de la producción de La Faja, en los programas de perforación el diseño de revestimiento y cementación que resistan altas temperaturas.

Productos finales

Los productos resultantes del proceso de extracción del Bitumen de las "Oil Sands" son cuatro: el primero, es crudo sintético de mas de 35 grados API y se obtiene de su procesamiento en mejoradores, el segundo es el "SynBit" que es el resultado de mezclar crudo sintético con Bitúmen, el tercero es "DilBit "que resulta de mezclar Condensado con Bitúmen y el cuarto, una mezcla de crudo sintético, crudo condensado y Bitúmen que recibe el nombre de "DilSynnBit". La gravedad de estas 3 mezclas varía entre 19 y 22 grados API y reciben el nombre comercial de Western Canadian Select (WCS).

Por el lado de La Faja, al inicio de sus explotación se obtenían 4 tipos de petróleos mejorados: el primero, de la empresa Sincor (ahora Petrocedeño) que producía unos 202.000 barriles por día de petróleo extrapesado y después de procesados se obtenía un petróleo mejorado, preferiré llamarlo transformado, de 32 grados API de muy bajo contenido de azufre y de muy alto valor en el mercado; el segundo, de la empresa Cerro Negro (ahora PetroMonagas) se producían 120.000 barriles por día de un petróleo extrapesado que se transformaban en 102.000 barriles de un petróleo de 16 grados API con alto contenido de azufre; el tercero, de la empresa Ameriven (ahora Petropiar) que producía unos 190.000 barriles de petróleo extrapesado por día,los cuales se transformaban en 170.000 barriles por día de una gravedad API de 24 a 26 grados y, el cuarto, de la empresa Petrozuata (ahora PetroSanfélix) producía unos 120.000 barriles de petróleo extrapesado que se transformaban en 108.000 barriles por día de un API de 22 grados. Los cuatro petróleos transformados tenían como destino el mercado de la Costa Este de los Estados Unidos. No puedo dejar por fuera a Sinovensa que para mayo de 2020 producía 27.000 barriles por día y PDVSA Petróleo (Esfuerzo Propio) producía 69.000 barriles por día, incluyendo la producción de Morichal. Tanto Sinovensa como PDVSA Petróleo que no mejoran (transforman) el petróleo extrapesado, sino que su modelo está basado en la producción de una mezcla que, generalmente, es de 16 grados API, comunmente conocido como Petróleo Pesado Tipo Merey. Ni se hable de las nuevas Empresas Mixtas que entre todas producen, para mayo 2020, solo 6.000 barriles por día.

Con todo lo de las sanciones, por parte del gobierno de los EE.UU. y "descuidos" de las empresas mixtas, como tales, les pasó como dice la canción aquella "...todo se derrumbó..." Para mayo 2016, La Faja, producía 146.000 barriles por día, pero con el agravante que no se mejora, ahora, sino que las empresas mixtas ha optado por usar la infraestructura de los mejoradores para preparar, mayormente, la mezcla de 16 grados API para el mercado Chino e Indio.

Subproductos de la Transformación

Tanto en las "Oil Sands" como en La Faja se obtienen, por el proceso de transformación, Coque, Azufre y GLP en diferentes cantidades. En las "Oil Sands" y en la Faja los dos primeros subproductos se han convertido en un problema de grandes dimensiones para hacerse de ellos. De tal manera, que en Canadá y en Venezuela se han acumulado millones de toneladas de Coque y Azufre que no hay forma de que el mercado los absorba, bien porque las empresas productoras, sobre todo, con el coque que es una competencia energética o porque el mercado está saturado. Para tener idea de las grandes cantidades de coque y azufre que se producen en un Mejorador, tomemos como ejemplo la empresa PetroCedeño, la cual en sus condiciones de diseño se contempló la transformación de 202.000 barriles por día de petróleo extrapesado lo cual generaría como subproductos, por día, 6.000 tonelada de coque y 830 toneladas de azufre. Con razón vemos, cuando pasamos por la carretera en via hacia Barcelona, en Jose, las montañas de Coque que PDVSA Petróleo no ha encontrado que hacer con ellas. Digo PDVSA Petróleo, porque en los contratos quedó establecido que era esta empresa era la encargada de deshacerse de esos subproductos. Echándosela de "viva", se quedó encargada, para hacer un símil, de lo que sale por las cloacas de una ciudad.

Insumos Operacionales

Tanto el Bitúmen de las "Oil Sands" como el Petróleo Extrapesado de La Faja requieren de Gas, Electricidad y Agua dulce en cantidades considerables. Dado el hecho de que canadá no tiene sanciones comerciales, sanciones financieras, ni guarimbas, ni "políticos" como los de aquí, ni amenazas militares, ni los vecinos que tenemos (Colombia y Brasil) ni empresarios parásitos como los que abundan en Venezuela, no es extraño que su producción se mantenga en los niveles de los 3,2 millones de barriles por día que señalé, más arriba.

En cambio en venezuela tenemos todas esas plagas que mencioné en el párrafo anterior. Por solo mencionar el Gas, los mejoradores necesitan, cada uno, entre 100 y 180 millones de pié cúbicos por día. Bajo la situación actual de producción no nos debe extrañar que la parada de los mejoradores esté influenciada por la falta de Gas para su operación. Creo que la provisión de la electricidad ha tenido menos interrupción que el gas, aún cuando sabemos que a las red eléctrica, también, ha llevado lo suyo. Por el agua creo que no hay problema.

Señalo que el Gas es la materia prima de la cual se obtiene el hidrógeno que se le adiciona al petróleo extrapesado para hacerlo más fluido (mejorado). Al mismo tiempo, la tecnología "Delay Coking" (Coquificación Retardada) que se usa en los mejoradores se caracteriza por el rechazo al carbon que tiene su expresión en la superficie en las montañas de coque que señalé antes. Para ponerlo coloquialmente al Petróleo Extrapesado de La Faja lo que se le hace es una "Liposucción Petrolera", cuya grasa eliminada es el coque y el azufre.

Número de Proyectos

Como señalé antes, las "Oil Sands" de Canadá producen, en la actualidad, una cantidad cercana a las 3,2 millones de barriles por día. Para esta producción tiene activos 24 proyectos: 3 son de minería a cielo abierto y 21 lo de "In Situ Production" (Producción en Sitio).

En La Faja hay una producción para mayo de 2020 de 146.000 barriles por día a través de 13 proyectos. Todos producen en frío.

Proyección futura

Las "Oil Sands", según la CAPP, pasarán de producir 3, 2 millones de barriles de Bitúmen en el 2020, a producir 4,25 millones de barriles en el 2035. Algo saben los canadienses que, todavía, la Industria Petrolera venezolana no sabe.

Por lo que corresponde a La Faja y debido a la situación actual del País, no se consiguen proyecciones de producción a mediano y largo plazo. Cualquier esfuerzo por aumentar al producción que planifique LA COMISIÓN, será bienvenida. Lo que si puedo asegurar es que no la tenemos fácil.

Futuro de las Oil Sands y de La Faja

Si el petróleo y sus derivados siguen jugando el papel que han estado jugando en cuanto a su participación en la matriz energética mundial, la cual se sitúa en el orden del 32 %, seguida por el carbón y el gas, y no sucede, algo extraordinario, que pudiera cambiar esa situación, uno, razonablemente, puede pensar que el consumo de petróleo seguirá aumentando hasta alcanzar y sobrepasar los niveles de producción del 2019. Recordemos que la producción de petróleo a nievel mundial tuvo un bajón de unos 9 millones de barriles por día debido a múltiples factores, entre ellos, y el principal, la pandemia de la COVID-19. De manera que, para el año 2021, todos los productores están aceitando sus maquinarias para recuperar la porción de su producción que perdieron en el 2020. Por supuesto, Venezuela tiene que estar anotada en esa carrera, Porque, si no, quedaríamos como la Guayabera, por fuera.

Estrategia Futura que tiene EE.UU., China e India

En cuanto al interés de los Estados Unidos en las "Oil Sands" no hay que ser Einstein, no el Millán, para reconocer que estas le pertenecen desde casi sus comienzos a tal punto que, hoy, es Canadá el mayor exportador de petróleo hacia los Estados Unidos. De la producción estimada de Canadá de 4,2 millones de barriles de petróleo al día, unos 3,2 millones son exportados, diariamente, hacia los EE.UU. ¿O no es de ellos? Así por encimita, pareciera, que no tiene competidor en cuanto aun desafío sobre la "propiedad" de las "Oil Sands". China ha incursionado en las Oil Sands y, de hecho, tiene un par de participaciones, pero si las cosas siguen como están, me refiero a la guerra comercial de Estados Unidos con China, no hemos de extrañarnos que al futuro echen a China de Canadá por presión de EE.UU.. No olvidemos que, como parte de esa guerra, la hija del dueño de Huawei tiene la casa por cárcel , en Canadá, mientras se arregla el asunto de, si se da, su extradición a los EE.UU. Ya que está acusada de violar leyes de los EE.UU. ¿Ud lo cree?. Esto puede ser el comienzo de la salida de China de Canadá y de las Oil Sands. Amanecerá y veremos.

Por la parte que le corresponde a La Faja, no era un secreto que esta también le pertenecía a los EE.UU. Si no, recuerden estos nombres ExxonMobil, ConocoPhillips, Chevron, los cuales eran los participantes principales de 3 de los cuatro primeros proyectos integrados de La Faja y, por supuesto, con gran influencia sobre los otros participantes como Total , BP, etc, que en el momento que requirió que estos dejaran Venezuela, los presionó, un poco, y pegaron la carrera.

Tampoco es un secreto para nadie que en La Faja se libra también, una batalla geopolítica entre los tres grandes, EE.UU., Rusia y China. Hay un cuarto país que está jugando en La Faja, pero está a la calladita, como es el caso de la India: EE.UU. con Chevron, Rusia, con Rosneft, China con CNPC y la India con ONGC e Indoil. Chevron, por orden del gobierno de EE.UU., está aplicando aquella máxima gringa de "Wait an see": Si "cae Maduro" le volvemos a pegar la mano a La Faja y sacamos a los chinos, a los rusos y a los Indios (si no se portan bien).. Si no me creen, vean la propuesta de Juan Szabo, la que anda pregonando, por todas partes, y lo que Él haría, con la Industria Petrolera venezolana, para cuando "caiga Maduro". En el caso de Rosneft, lamentablemente, Donald Trump, le torció el brazo y no aguantó la presión y como decimos en Venezuela "dejó el pelero". Nos queda CNPC, creo, que la batallas que tiene China con EE.UU. en varios frentes como el comercial, el financiero, el militar y el petrolero hacen de Venezuela uno de los campos de batalla. Debido a esto, China no se puede permitir ninguna derrota en ninguno de esos campos y, creo Yo, que China si la sacan, en lo petrolero, de Canadá, peleará hasta el final (como nos ha estado respaldando en todos los escenarios posibles) para que no lo saquen de Venezuela. En otras palabras, así como las "Oil Sands" significan mucho para los EE.UU., La Faja, también, significa mucho para China y, en menor grado a la India. No nos olvidemos que China es, hoy en día, el mayor importador de petróleo. Si no, analicemos un poco lo del PetroYuan (otro tema futuro). No voy a dejar por fuera a la India, dije que están a la calladita en La Faja. India tiene un campo el San Cristobal (Norte de La Faja) donde opera la empresa mixta Indovenezolana, en la cual tiene participación el estado Indio con la empresa ONGC y en la empresa mixta Petrocarabobo donde participan además de ONGC la empresa Indoil. Con los indios, los EE.UU. no se ha metido, por ahora, porque si se metiera estaría en conflicto con dos potencias nucleares asiáticas incluyendo a China, los dos países con más del 30 % de la población del mundo y juntos el mayor mercado para los productos de los EE.UU. Ya China es un bocado muy grande y los EE.UU. está más enredado que no encuentra como darle un zarpazo a los herederos de Confucio, si es que estos no se lo están dando a ellos aplicando las lecciones de Sun Tzu, el Maestro Sun. A veces, un poco de Geopolítica no está mal.

Amanecerá y veremos. Hasta la próxima semana.

«¡No acepto más excusas, producimos o producimos!«: Presidente Nicolás Maduro



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Edmundo Salazar

Experto en petróleo y gas

 edmundosalazar@gmail.com

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