Refinar petróleo dentro de Venezuela

Refinar petróleo dentro de Venezuela

Werther Sandoval

Periodista. Profesor universitario.

A las serías dificultades impuestas por las sanciones para negociar a precios razonables el petróleo pesado venezolano Merey16, se sumó la inevitable búsqueda derentabilidad, para inclinar los esfuerzos de la industria a procesar el crudo en las Refinerías nacionales.

De hecho, los petróleos liviano y mediano dominan la dieta que alimenta el Sistema de Refinación Nacional, SRN, el cual apenas refina un pequeño porcentaje de crudos pesados.

En el lenguaje petrolero los crudos se clasifican en condensados, livianos, medianos, pesados y extrapesados, según su gravedad específica o densidad relativa de un líquido respecto a otro, denominada grados API, siglas del Instituto Americano del Petróleo.

El petróleo condensado posee grados API mayores a 40, el liviano entre 31 y 40, el mediano de 20 a 30, el pesado de 10 a 20 y extrapesado menor a 10 grados. El valor comercial del petróleo sube a medida que tiene mayor grado API.

Pdvsa reporta que entre enero y septiembre de este año las refinerías recibieron un promedio de 274.000 barriles diarios de petróleo, dividido en 121.000 barriles de liviano, 109.000 de mediano y 44.000 pesado. A esto se agregan insumos del proceso y de mezcla para un total de 332.000 barriles.

La refinería que recibió más crudo fue Amuay con 120.000 barriles, seguida por Puerto La Cruz 86.000 barriles, Cardón 45.000 barriles y El Palito 23.000 barriles.

El dilema es que Venezuela acumula reservas de petróleo por 303,4 mil millones de barriles, de las cuales 86% son pesados y extrapesados que exigen, para su transporte por oleoductos ser mezclados con diluentes como crudos livianos o Naftas.

A esto se añade el costo que significa importar Naftas o usar otros petróleos livianos como diluentes, los petroleos pesados y extrapesados contienen altos contenidos de azufre y metales que corroen la infraestructura de la industria y la hacen más propensa a la contaminación ambiental.

Tales características determinan mayores gastos para producir un barril de petróleo pesado y extrapesado, cuyo costo aumenta todavía más por el unilateral bloqueo comercial, financiero y las sistemáticas sanciones coercitivas impuestas por EEUU contra Pdvsa, que obligan a venderlo en puertos lejanos y reducen la disponibilidad, en cantidad y continuidad, de los volúmenes de crudos livianos producidos en el país.

Este contexto ha hecho regresar la mirada hacia la producción de petróleo liviano y mediano, que en buena parte se encuentra en yacimientos y pozos que ameritanmenores esfuerzos operacionales y de inversiones respecto a los requeridos por los campos petroleros pesados y extrapesados.

La tarea es lenta y exige inversiones en reposición y mantenimiento de infraestructura. La idea es lograr la máxima capacidad de refinado dentro de Venezuela. El Centro de Refinación Paraguaná está planificado para procesar 940.000 barriles diarios de petróleo. La de Puerto La Cruz 200.000 barriles, El Palito 55.000 barriles.

De allí que una opción es atender la denominada Producción Diferida, o porción del potencial de producción que no puede ser extraída por no haberse alcanzado las condiciones óptimas de operación o por cierres eventuales planificados o no planificados, según el marco normativo de Pdvsa.

Los análisis promovidos por la Vicepresidencia de Exploración y Producción permiten identificar que la causa principal determinante de la Producción Diferida en Pdvsa radica en problemas de infraestructuras de superficie.

La reparación y mantenimiento de las Infraestructuras de superficie piden superar las limitaciones propias del flujo de caja para financiar inversiones en instalaciones de producción y mantenimientos, tales como tuberías, bombas, válvulas, cabillas, tanques, tratadores, calentadores.

La denominada diferida de pozos implica suministros, logística y talento humano; por otra parte, razones operacionales también intervienen en la diferida de producción y ello, asimismo, incluye servicios e insumos fundamentales, como los químicos en el tratamiento del crudo.

Entre las principales causas argumentadas por los Administradores de la Operación, para explicar el nivel de Producción Diferida al cierre de 2021, se indican factores igualmente causantes del incumplimiento de planes, tales como mayor número de pozos con baja producción por falta de mantenimientos, justo por razones que determinan disminución en la volumetría de producción.

Igualmente, esgrimen el incremento de pozos que requieren materiales, equipos y servicios, limitaciones en el almacenamiento, manejo y medición de los fluidos producidos por los pozos debido a la obsolescencia en las facilidades de superficie instaladas, habiéndose confrontado situaciones de cierre de producción por incapacidad de las instalaciones de almacenamiento de crudos.

La Dirección Ejecutiva de Producción Occidente está afectada por mayor número de pozos con baja producción y Pozos Categoría "2", relacionados con Producción Diferida, los cuales no se atendieron por limitaciones de la flota lacustre y falta de materiales y/o repuestos, así como por la carencia del kit de alimentación para el personal operacional.

Oficialmente, el consolidado preparado por la Administración adscrita a la Vicepresidencia de Exploración y Producción de Pdvsa determinó una Producción Diferida de 1.343,2 mil barriles diarios, MBD, al cierre de 2021. En un 98,9 % se concentra entre la Faja con 682,9 MBD y Occidente con 646,1 MBD.

La Opep informa que Venezuela produjo 666.000 barriles por día de petróleo en septiembre pasado, de los cuales 332.000 fueron procesados y transformados en productos por el SRN. Esto indica que 334.000 BD del denominado Merey16 fue exportado.

La capacidad total del Sistema de Refinación Nacional es de 1.195.000 barriles diarios, un tope bien distante del volumen de 332.000 promedio refinado por el SRN hasta septiembre.



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