SUPERBIGOTE, de todos los interesados en el Tema Petrolero es conocido, y algunos hacen alardes, de que tenemos las mayores Reservas de Petróleo del Mundo. Pero lo que nadie te dice, y te lo esconden, es que casi el 90 por ciento de las Reservas totales están compuestas por Petróleos Extrapesados de gravedades API menores de 9 grados. Te preguntarás, ¿A qué viene tu comentario, que parece que tiene como mala intención? Podrías tener razón al pensarlo, pero, sinceramente, no tengo porqué, a estas alturas de mi vida, ponerme a meter zancadillas o poner en duda algo que, erradamente, casi todos los petroleros dan por cierto. Es fundamental entender, porque tiene muchas implicaciones, como verás en el desarrollo de este Artículo, de los aproximados, 303 mil millones barriles de petróleo que tenemos como reservas, alrededor de 270 mil millones son de Petróleo Extrapesado, los cuales se encuentran, en su mayoría, depositados en La Faja Petrolífera del Orinoco. SUPERBIGOTE, la palabra Extrapesado te la voy a desmenuzar para que te des cuenta de la importancia que tiene y que nadie te ha querido decir sus implicaciones. Te digo, SUPERBIGOTE, como lo dije una vez en unos de mis Artículos que los petroleros venezolanos de la Cuarta y, también, los de la Quinta, les pasa como aquel cocinero que les hizo creer a unos invitados que les había preparado y servido un sancocho de gallina, cuando en realidad lo que comieron fue un sancocho de pato, y todos se fueron contentos, a su casa, creyendo que habían comido un sancocho de gallina, ¡Que equivocados estaban y, todavía, siguen!. Asi mismo, están equivocados los petroleros venezolanos, que trabajan en La Faja, cuando lo único que hacen es diluir el Petróleo Extrapesado, porque, de otra manera, no podrían transportarlo o realizar una mezcla para su comercialización. De repente, SUPERBIGOTE, tu mismo, podrías estar equivocado ¡Con todo respeto! Con esto SUPERBIGOTE, como puedes ver, la palabra clave aquí es DILUCIÓN y lo que nos lleva a concluir que sin DILUENTE no habrá, repito, niveles de 2, 3, o más millones de barriles de Petróleo Extrapesado por día. Pero, la otra cruda realidad es que Venezuela no tiene ni reservas ni producción de tipos de hidrocarburos que puedan ser utilizados como Diluyentes. Tenemos que recordar, SUPERBIGOTE, que para hacer comercializable un barril de Petróleo Tipo Merey 16, este está compuesto, aproximadamente, por el 30 por ciento de Diluyente que como sabemos, este Diluyente, tenemos que importarlo caro y, luego en esa misma mezcla exportarlo barato. SUPERBIGOTE, hagamos una matemática simple, la cual ya he explicado en abundantes detalles en otro de mis artículos, suponte que quieras producir 3 millones de barriles de Petróleo Extrapesado por día. Eso, por lo del 30 por ciento, requerirá 900 mil barriles por día de diferentes Diluyentes, que no tenemos y, aún, si quisiéramos producir 2 millones de barriles por día de Petróleo Extrapesado requeriríamos 600 mil barriles por día de Diluyentes, que tampoco tenemos. Diría que si lo podríamos tener, pero si los importamos. Si esto sucediera en las magnitudes gigantescas que se necesitarían en el futuro, entonces el negocio petrolero de Venezuela sería para las trasnacionales que le venden a Venezuela Diluyente Caro, el cual se convierte en Diluyente Barato en la mezcla del Tipo Merey 16. SUPERBIGOTE, es por eso que ni Chevron, ni Valero y todo aquel que compre Merey 16 va a dejar esa TETA, porque, de nuevo, el negocio petrolero, para la empresas que compran Tipo Merey 16 está en el negocio del Diluyente. SUPERBIGOTE, basta recordar que en el análisis que te presenté hace unos días, yo, particularmente, creo que, en el negocio del Tipo Merey 16, Venezuela está perdiendo dinero y si gana debe ser una migaja y esta migaja no va a dar ni para comprar los clap. SUPERBIGOTE, entonces, repito, el negocio petrolero venezolano, a futuro, estará en manos de quien haga mezclas, si ese es el modelo que se han empeñado en mantener, desde hace mucho tiempo. Entonces como dijo el Camarada Lenin, ¿Qué hacer? Muy fácil, encontrar el método que nos permita ir dependiendo, cada día menos, del Diluyente hasta que lo eliminemos o lo reduzcamos a su mínimo volumen. Por supuesto, mas de uno, cuando lea esto, va a pegar el grito en el Cielo. ¿SUPERBIGOTE, cuál sería ese método? Aquel que permita que el Petróleo Extrapesado, dentro del yacimiento, sea transformado a un petróleo de 14 grados API, o más, que no necesite Dilución ni para producirlo ni para transportarlo, ¿Se entiende? Si no lo hacemos estaremos muertos en el negocio petrolero por no tener, "las que te conté", para cambiar el paradigma de estar produciendo el, Petróleo Extrapesado como si fuera Petróleo Pesado. Pero de ninguna manera, ni pensarlo producir, por decir, 3 millones de barriles de Petróleo Extrapesado por día.

SUPERBIGOTE, no somos los únicos que en una coyuntura parecida no haya cambiado de paradigma. Te cuento: Canadá se encontró con que tenía mas de 160 mil millones de barriles de Bitumen en lo que Ellos llaman "Oil Sands", pero con la condición de que ese Bitumen era de 4 grados grados API y no se movía, "ni a balazos". No existía en el mercado ningún método para producirlo ni transformarlo en productos que requiriera el mercado. Se fueron, progresivamente, probando en primer lugar, con Minería a Cielo Abierto, Segundo, con Inyección de Vapor, Tercero con inyección de solventes y Cuarto, y último, con SAGD. Con esos cuatro métodos y, en conjunto, hoy están produciendo cerca de 3,5 millones de barriles por día de ese Bitumen, los cuales son transformados en productos vendibles. SUPERBIGOTE, pero a diferencia de Venezuela, Ellos si tienen fuentes de Diluyentes como el petróleo sintético de alta gravedad API que obtienen de sus mejoradores procesando el propio BITUMEN, el petróleo liviano y condensado de sus yacimientos de petróleo convencional, del petróleo ultraliviano que compran del vecino de al lado y que lo produce en grandes cantidades y que es llamado "Shale Oil". Te digo todo esto, SUPERBIGOTE, porque se le puede ocurrir a algunos petroleros, con influencia, empezar a hacer lo mismo que hizo Canadá (inyección de vapor, inyección de solventes, SAGD, etc). Nuestra situación, a diferencia de Canadá, es otra, es la falta de Diluyente. Entones, que se invente un método que transforme, repito, el Petróleo Extrapesado en el Yacimiento. Ese es el CAMBIO DE PARADIGMA DEL QUE HABLO¿Estamos claros? No te pongas a oir al Charlatán, ese que anda por ahí, llamado Alejandro Terán que se ha convertido en el Daniel Estulín de la Industris Petrolera, ni mucho menos la carajita que, en estos dias presentó, en su programa, la periodista Karen Méndez que no tiene ni idea de donde está parada en materia petrolera. Hay vainas que uno oye, al menos de estos dos. El primero que Venezuela no tiene 300 mil millones de barriles de reservas probadas sino de 500 mil millones y que para fin del año 2025 vamos a estar produciendo 2 millones o mas de barriles de petróleo por día y la segunda, dice barbaridades como esta, la Faja es una Gran Laguna de petróleo que solo falta, agrego Yo, meter una manguera y sacar el petróleo, además que el choque de moléculas han producido el gas que aparece en la costa de Venezuela y que ese gas, que se ha producido por ese choque de moléculas, es tal, que tendremos gas, no dice cantidades, para producir por más de 300 años. ¡NO SIGO!.

SUPERBIGOTE, para seguir con lo del sancocho, los petroleros venezolanos han estado explotando el Petróleo Extrapesado (el pato) como si fuera un Petróleo Pesado (la gallina), de más de 12 grados API, el cual de ahí, hacia arriba en API se comporta diferente al Petróleo Extrapesado. SUPERBIGOTE, pongo como límite hacia arriba el Petróleo Pesado de 12 grados API porque de ahí en adelante sea el petróleo de 14, 16, 18 o 20 grados API, todavía, en el rango de los pesados NO NECESITAN DILUCIÓN y ahí está el gran punto para que nuestros petroleros se hubieran podido dar cuenta, pero no, de lo que estaban produciendo era Petróleo Extrapesado y NO Petróleo Pesado. ¿Me explico?

SUPERBIGOTE, ¿Por qué pongo lo de la DILUCIÓN en mayúsculas y en negrillas? Porque, el pato, perdón el Petróleo Extrapesado si necesita DILUCIÓN y ese es el gran factor que hará que los petroleros sigan comiendo el sancocho de gallina, pensando que es pato, y, por esa creencia nunca, digo nunca, Venezuela alcanzará producción por mas de 2 millones de barriles por día hasta que no se den cuenta que el sancocho de pato requirió, entre otras cosas, mayor tiempo de cocción que la gallina y, por supuesto, otro sabor. Pero cuando no quieres darte cuenta de algo ni que te lo metan por los ojos.

SUPERBIGOTE, no dejo de reconocer que la necesidad de DILUCIÓN del Petróleo Extrapesado no es una necesidad ni operación nueva. El proceso de DILUCIÓN se ha estado usando en la Industria Petrolera desde hace muchos años, desde tiempos de las trasnacionales donde diluían un Petróleo Extrapesado con un petróleo mas liviano. Pero hago la salvedad que en los años 50 había suficiente disponibilidad de petróleos livianos para hacer una mezcla transportable y comercializable. Pero con el tiempo, hemos llegado a un llegadero en el cual la producción que deseamos de 2 millones, incluso, más de 3 millones por día de Petróleo Extrapesado, como dije, son nuestras mayores reservas y acontece que hoy NO tenemos petróleo liviano para poder alcanzar los niveles altos de producción que menciono. Por esta razón, no nos debe extrañar que el esfuerzo propio de PDVSA, por ejemplo, en Morichal se las estén viendo negras para lograr niveles más altos de producción por la falta de Diluyente, cualquiera sea el tipo de este.

SUPERBIGOTE, también, debo decir que la DILUCIÓN, demostró ser el factor fundamental para llegar a los casi 600 mil barriles por día de lo que ha de llamarse, genuinamente, Faja, que se lograron al final de la Cuarta y principio de la Quinta República con estos cinco proyectos: el de Cerro Negro, el de Ameriven, el de Petrozuata el de Sincor y el de Sinovensa. Esos 600 mil barriles por día requerían ser DILUIDOS no solo para producirlos, en parte, sino, principalmente, sino para, la mayor parte, poder transportarlo hasta Jose, en el norte del estado Anzoátegui, donde se construyeron cuatro mejoradores y una planta de mezcla (de Sinovena). Mientras los mejoradores estuvieron en pleno funcionamiento el proceso de DILUCIÓN era parte de un proceso cíclico que hacía que el DILUYENTE se regresara al campo y así cumplir el ciclo de transporte del Petróleo Extrapesado de nuevo, hasta el Mejorador, en Jose. Pero con las dificultades que se han presentado en la Industria Petrolera Nacional en los últimos 20 años y en especial en las operaciones de los 5 proyectos de La Faja, que menciono mas arriba, el proceso de DILUCIÓN ya pasó de ser un proceso para transportar el Petróleo Extrapesado a ser un proceso de mezcla para poder hacerlo comercializable y ahí es donde radica el problema para alcanzar niveles de producción de 2 a 3 millones de barriles por día. Estoy convencido, y no por maldad, que eso será imposible, porque a la falta de DILUYENTE no se logrará. Por eso, SUPERBIGOTE, cuando veas, más adelante, en el texto, los análisis que me hacen tres Inteligencias Artificiales, entre otros, hacen la recomendación obligatoria de Investigación y Desarrollo para hacer posible la transformación, en el yacimiento, del Petróleo Extrapesado a Petróleos Pesados de más de 14 grados API que no necesiten DILUCIÓN.

SUPERBIGOTE el día que "Genios, al menos los dos que mencioné, pero hay más, lean el Petroleum Resources Management System o PRMS, por sus siglas en inglés, y la Guía de Reservas del MPPPH, creo que podrían hablar con más base los conceptos básicos de Recursos y Reservas de Hidrocarburos y no decir las barbaridades que ya se acostumbraron a decir por diferentes medios.

SUPERBIGOTE, ahora paso a decirte que con la ayuda de TRES INTELIGENCIAS ARTIFICIALES a saber DEEPSEEK, GEMINI Y QWEN le hice 28 preguntas y reflexiones sobre las Reservas de Petróleo Extrapesado que tenemos en la Faja Petrolífera del Orinoco y me dieron variedad de respuestas y recomendaciones que, vale decir, no son para mi solamente, sino para aquellos que como Tú, SUPERBIGOTE, que está obligado a entender la Materia Petrolera por Tú constante asesoramiento a Clark Maduro. Espero que sea de Tú utilidad. Recibe un cordial saludo.

Ahora, paso a presentarte lo que logré en mi interacción con las TRES INTELIGENCIAS ARTIFICIALES (DEEPSEEK, GEMINI Y QWEN). Empiezo con la presentación del Tema, al cual llamé:

SOBRE LA EXPLOTACIÓN DE LAS RESERVAS PROBADAS DE PETRÓLEO DE VENEZUELA

Mi interacción con DEEPSEEK

Buenos días. Te propongo el texto sobre las Reservas de Petróleo de Venezuela para que me presentes un Resumen Ejecutivo y un desarrollo de como explotar esas Reservas. Gracias

1. VENEZUELA TIENE, OFICIALMENTE, Y RECONOCIDAS MUNDIALMENTE, RESERVAS PROBADAS DE PETRÓLEO POR EL ORDEN DE LOS 303 MIL MILLONES DE BARRILES.
2. DE LOS 303 MIL MILLONES DE BARRILES DE RESERVAS PROBADAS, SE PUEDE ESTIMAR QUE ENTRE 250 Y 270 MIL MILLONES DE BARRILES SE CONSIDERA QUE SON DE PETRÓLEO EXTRAPESADO DE 9 GRADOS API O MENOS. HAY PESADO, PERO ENMENOR CUANTÍA.
3. NO HAY QUE DEJAR DE RECONOCER QUE EL MÉTODO O DECISIONES TOMADAS POR EL GOBIERNO VENEZOLANO ENTRAN EN CONTRADICCIÓN CON EL PRMS (PETROLEUM RESOURCE MANAGEMENT SYSTEM/ SISTEMA DE GERENCIA DE RECURSOS PETROLÍFEROS) RESPECTO A LO QUE VENEZUELA LLAMA RESERVAS PROBADAS Y LO QUE CONSIDERA EL PRMS.
4. LAS RESERVAS PROBADAS DEL PETRÓLEO EXTRAPESADO SE ENCUENTRAN, MAYORMENTE, DISTRIBUIDAS EN CUATRO REGIONES DE LA FAJA PETROLÍFERA CONOCIDAS COMO CARABOBO, AYACUCHO, JUNIN Y BOYACÁ.
5. HAY QUE RECONOCER QUE LAS REAS EN LAS QUE SE DIVIDE LA FAJA NO SON UNIFORMES Y CADA UNA TIENE PROPIEDADES DE YACIMIENTOS BASTANTE DIFERENTES Y QUE REQUIEREN ENFOQUES DE EXPLOTACIÓN ACORDES.
6. SE ESTIMA QUE ENTRE EL 20 Y EL 30 POR CIENTO DE LAS RESERVAS DE PETRÓLEO EXTRAPESADO DE LA FAJA SE ENCUENTRA EN ARENISCAS DE UN ESPESOR MENOR DE 30 PIES DE ESPESOR Y QUE REQUIEREN MÉTODOS DE EXPLOTACIÓN DE ACUERDO A ESE ESPESOR.
7. HASTA AHORA, LOS POZOS PERFORADOS EN LA FAJA HA SIDO POZOS HORIZONTALES. TAMPOCO SE HA IMPLEMENTADO NINGÚN MÉTODO DE RECUPERACIÓN SECUNDARIA QUE PERMITA AUMENTAR EL FACTOR DE RECOBRO.
8. EL PETRÓLEO EXTRAPESADO DE VENEZUELA ES UN FLUIDO NO NEWTONIANO Y COMO TAL, UNA VEZ EN LA SUPERFICIE, NECESITA SER DILUIDO, PORQUE SE "SOLIDIFICA", PARA PODER SER TRANSPORTADO. SU VISCOSIDAD EN EL YACIMIENTO ESTÁ ENTRE 5000 Y 7000 CENTIPOISES Y EN SUPERFICIE MAS DE 100 MIL CENTIPOISES.
9. A TEMPERATURA AMBIENTE EL PETRÓLEO EXTRAPESADO SE SOLIDIFICA Y, POR ESO, LA NECESIDAD DE DILUIRLO. POR ESTA RAZÓN, A BOCA DE POZO, ESTE PETRÓLEO TIENE UN VALOR DE CERO DÓLAR. SI CERO DÓLAR.
10. PARA HACER COMERCIALIZABLE EL PETRÓLEO EXTRAPESADO SE DILUYE HASTA CONSEGUIR UNA MEZCLA QUE ESTÁ EN EL ORDEN DE LOS 16 GRADOS API. LA MEZCLA RESULTANTE SE LLAMA, EN EL MERCADO, PETRÓLEO TIPO MEREY 16.
11. SI BIEN ES CIERTO QUE VENEZUELA HACE COMERCIALIZABLE EL PETRÓLEO EXTRAPESADO UTILIZANDO DILUYENTE, TAMBIÉN, PARA TRANSPORTARLO, PRODUCIENDO LA MEZCLA LLAMADA TIPO MEREY 16, TAMBIÉN ES CIERTO QUE VENEZUELA NO CUENTA CON SUMINISTROS PROPIOS SUFICIENTES DE ALGUN PETRÓLEO LIVIANO O DERIVADOS DE LA REFINACIÓN QUE PERMITA PRODUCIR NIVELES ALTOS DE PETRÓLEO EXTRAPESADO, POR DECIR NIVES DE 2 MILLONES DE BARRILES, O MÁS, POR DÍA.
12. HASTA AHORA VENEZUELA HA ESTADO EXPLOTANDO LAS RESERVAS DE EXTRAPESADO POR MÉTODOS EN FRÍO ESTO QUIERE DECIR QUE NO SE HA USADO, EN GRAN ESCALA, MÉTODOS TÉRMICOS VARIADOS PARA AUMENTAR EL FACTOR DE RECOBRO DE LOS YACIMIENTOS. ESTO NO QUIERE DECIR QUE USAR MÉTODOS TÉRMICOS TRADICIONALES IMPLIQUE DEJAR DE TENER LA NECESIDAD DE DILUYENTE PARA EL TRANSPORTE Y PRODUCCIÓN DEL PETRÓLEO EXTRAPESADO.
13. EN ANALISIS ANTERIOR, HECHO POR DEEPSEEK, SE HA DETERMINADO QUE LA ESTRUCTURA ACTUAL DE COSTOS, INCLUYENDO EL COSTO DEL DILUYENTE, HACEN ANTIECONÓMICO O CON MUY POCO BENEFICIO LA EXPLOTACIÓN DEL PETRÓLEO EXTRAPESADO, PARA EL ESTADO VENEZOLANO. CON ESTO QUIERO DECIR QUE LOS BENEFICIOS ECONÓMICOS DE LA EXPLOTACIÓN DEL EXTRAPESADO LOS ESTÁN OBTENIENDO LAS EMPRESAS QUE PROVEEN SERVICIOS Y PRODUCTOS (ENTRE ESTOS, LOS QUE PROVEEN EL DILUYENTE). ESTO CAUSA, EN GRAN MEDIDA, FUGA DE CAPITALES DESDE VENEZUELA.
14. EN VENEZUELA SE HACE NECESARIO, QUE NUESTROS CIENTÍFICOS PETROLEROS CON LA AYUDA DE CIENTÍFICOS DE CENTROS DE INVESTIGACIÓN MUNDIALES, FORMAR EQUIPOS DE TRABAJO QUE INVENTEN MÉTODOS DE TRANSFORMACIÓN DEL PETRÓLEO EXTRAPESADO EN EL YACIMIENTO A NIVELES DE GRAVEDAD API QUE LO HAGAN COMERCIALIZABLE UNA VEZ QUE SALGA DEL YACIMIENTO; ES DECIR, CON LA OBTENCIÓN DE UN PETRÓLEO MAYOR DE 16 GRADOS API QUE LO HAGA COMPETITIVO CON OTROS PETRÓLEOS PRODUCIDOS EN EL MUNDO.
15. LA ROCA EN LA QUE SE ENCUENTRA EL PETRÓLEO EXTRAPESADO ES UNA ARENISCA DELESNABLE, LA CUAL SE ENCUENTRA EMPAPADA DE PETRÓLEO. HAY QUE ENTENDER QUE EN UN YACIMIENTO DE PETRÓLEO, POR LO GENERAL, TAMBIÉN SE ENCUENTRA CIERTA CANTIDAD DE GAS Y DE AGUA.
16. LA POROSIDAD DE LA ARENISCA ESTÁ EN EL ORDEN DEL 30 POR CIENTO, Y LA SATURACIÓN DE PETRÓLEO MAYOR DEL 80 POR CIENTO.
17. HASTA AHORA, PDVSA Y LAS EMPRESAS QUE OPERAN EN EL ÁREA DE LA FAJA DONDE ESTÁ, MAYORMENTE, LA CANTIDAD DE PETRÓLEO EXTRAPESADO, EXPLOTAN ESTE PETRÓLEO, EN FRÍO, ES DECIR, SIN LA AYUDA QUE SIGNIFICA, POR EJEMPLO, LA ADICIÓN DE CALOR CON EL OBJETO DE DISMINUIR SU VISCOSIDAD. CON ESE MÉTODO, EL FACTOR DE RECOBRO DE ESTE PETRÓLEO EXTRAPESADO, HASTA AHORA, NO LLEGA AL 12 POR CIENTO. ESTO QUIERE DECIR QUE EL 88 POR CIENTO DEL PETRÓLEO SE QUEDA EN EL YACIMIENTO.
18. HASTA DONDE SE, NINGUNA DE LAS OPERADORAS DE LA FAJA NO HAN UTILIZADO NINGÚN MÉTODO QUE PERMITA ELEVAR EL FACTOR DE RECOBRO A NIVELES MAS ALTOS, A LOS ACTUALES. PERO LO HACEN, NO POR IGNORANCIA, SINO PORQUE EL GOBIERNO VENEZOLANO NO LOS HA OBLIGADO A QUE PRESENTEN PROYECTOS DIRIGIDOS HACIA ESE FIN.
19. LA CUESTIÓN NO ES QUE LAS EMPRESAS AUMENTEN EL FACTOR DE RECOBRO, SINO QUE NO LO HACEN PORQUE SE ENCUENTRAN CON EL OBSTÁCULO MAYOR, PARA UN DESARROLLO A GRAN ESCALA DE LAS RESERVAS DE PETRÓLEO EXTRAPESADO DE LA FAJA, COMO LO ES LA INDISPONIBILIDAD, EN VENEZUELA, DE SUFICIENTE DILUYENTE QUE HAGA POSIBLE SU PRODUCCIÓN.
20. SEGÚN COMO YO VEO LAS COSAS, EL GOBIERNO VENEZOLANO NO HA TRABAJADO, EN INVESTIGACIÓN Y DESARROLLO, PARA ENCONTRAR EL(LOS) MÉTODO(S) QUE PERMITAN ELIMINAR EL DILUYENTE COMO PARTE ESENCIAL EN EL MÉTODO DE PRODUCCIÓN ACTUAL DEL PETRÓLEO EXTRAPESADO.
21. NO HAY DUDA, QUE EN LA HISTORIA PETROLERA MUNDIAL, SE HAN APLICADOS MÉTODOS TÉRMICOS O DE INYECCIÍON DE FLUIDOS (AGUA, GAS, AIRE, VAPOR, SURFACTANTES, DILUYENTES, SOLVENTES, ETC, ETC) PARA PRODUCIR PETRÓLEOS PESADOS (MAYOR DE 10 GRADOS API) E INCLUSO EN MENOR MAGNITUD EN LOS PETRÓLEOS EXTRAPESADOS. EXCEPCIÓN QUE SE TIENE QUE HACER CON LA EXPLOTACIÓN DEL BITUMEN DE LAS "OIL SANDS" DE CANADÁ NO CONSIDERADO COMO PETRÓLEO EXTRAPESADO. LAS EMPRESAS CANADIENSES O GRINGAS, SIN COMPLEJO, USAN ESTE TÉRMINO.
22. NO DEBO SER MEZQUINO, Y DEBO RECONOCER QUE 4 GRANDES PROYECTOS DE LA FAJA, APROBADOS EN LA IV REPÚBLICA, LOS CUALES SE PUEDEN LLAMAR INTEGRALES, OBTENÍAN UN PETRÓLEO MEJORADO COMERCIALIZABLE, A PARTIR DEL PETRÓLEO EXTRAPESADO, MAYORMENTE, PARA REFINERÍAS DE LOS EE.UU.
23. ACLARO QUE UN PROYECTO INTEGRAL DE LA FAJA ES AQUEL QUE TIENE EN SU ESQUEMA UN MEJORADOR. ADEMAS, USA DILUYENTE COMO ELEMENTO QUE CONTRIBUYE O HACE POSIBLE EL TRANSPORTE DE UNA MEZCLA CON EL EXTRAPESADO Y PARA LA PRODUCCIÓN, CUANDO SE INYECTA EL DILUYENTE DENTRO DEL POZO, BIEN SEA, EN EL FONDO O EN EL CABEZAL.
24. LOS CUATRO PROYECTOS, OBTENÍAN, NO SE SI TODAVÍA LO HACEN, UN PETRÓLEO "MEJORADO", PREFERIRÍA USAR EL TÉRMINO "TRANSFORMADO", PARA SATISFASCER NECESIDADES O COMPROMISOS PREVIOS CON CLIENTES PARTICULARES. ESTOS PETRÓLEOS TRANSFORMADOS O MEJORADOS VARIABAN EN API, UNOS DE 16 GRADOS, OTROS DOS MEJORADORES ENTRE 22 Y 26 GRADOS Y UNO CON UN PETRÓLEO SINTÉTICO DE 32 GRADOS API Y DE MUY ALTA CALIDAD, LO QUE LO CARACTERIZABA ERA SU BAJO CONTENIDO DE AZUFRE.
25. EL DILUYENTE USADO Y MEZCLADO CON EL EXTRAPESADO, PARA EL TRANSPORTE Y PRODUCCIÓN, ERA RECUPERADO EN UNA TORRE DE DESTILACIÓN ATMOSFÉRICA Y SE ENVIABA POR UN DILUENDUCTO DE VUELTA AL CAMPO DE PRODUCCIÓN Y, DE ESA MANERA, COMPLETAR UN CICLO QUE, TEORICAMENTE, SE REPITE CONTÍNUAMENTE A 24/365, O SEA, 24 HORAS, 365 DÍAS DEL AÑO.
26. PARA EL TRANSPORTE Y PRODUCCIÓN (EN MENOR CANTIDAD) SE HACIÁ OBLIGATORIO USAR DILUYENTE PARA HACER ESTOS DOS PROCESOS FACTIBLES ECONOMICAMENTE.
27. CON LOS PRECIOS ACTUALES DEL PETRÓLEO TIPO MEREY EN EL MERCADO, EL CUAL ESTÁ EN EL ORDEN DE LOS 51, 73 DÓLARES (29/08/2025) NO PERMITEN EL DESARROLLO DE PROYECTOS QUE INCLUYAN UN MEJORADOR POR LOS COSTOS, MUY ALTOS, DE ESTAS INSTALACIONES. POR ESTA RAZÓN TODOS LOS PROYECTOS APROBADOS QUE INCLUIAN UN MEJORADOR HAN SIDO CANCELADOS, PERO CON LA CARENCIA DE PRESENTAR OPCIONES DIFERENTES PARA AUMENTAR LA PRODUCCIÓN DEL EXTRAPESADO DE LA FAJA PETROLÍFERA DEL ORINOCO.
28. POR FAVOR, CON TODOS ESTOS DATOS ESCRÍBEME UN RESUMEN EJECUTIVO ASÍ COMO UN DESARROLLO DE UN TEXTO QUE ME PERMITA TENER ALGUNAS IDEAS DE COMO DESARROLLAR LAS RESERVAS DEL PETROLEO EXTRAPESADO DE VENEZUELA, COMO PRODUCIRLAS, COMO TRANSPORTARLAS. COMO TRANSFORMARLAS EN VENEZUELA, COMO COMERCIALIZARLAS, ETC, ETC.
29. MUCHAS GRACIAS

1. RESPUESTA DE DEEPSEEK

Claro, aquí tienes un Resumen Ejecutivo y un desarrollo detallado sobre la explotación de las reservas de petróleo extrapesado de Venezuela, basado en la información proporcionada y complementada con los resultados de búsqueda.

RESUMEN EJECUTIVO

EXPLOTACIÓN DE LAS RESERVAS DE PETRÓLEO EXTRAPESADO DE LA FAJA DEL ORINOCO, VENEZUELA

Introducción y Contexto Venezuela posee las mayores reservas probadas de petróleo del mundo, estimadas oficialmente en 303 mil millones de barriles . La abrumadora mayoría de estas reservas (entre 250 y 270 mil millones de barriles) consisten en petróleo extrapesado (menos de 9° API) ubicado en la Faja Petrolífera del Orinoco (FPO) . A pesar de este potencial, la producción actual se ve limitada por desafíos técnicos, económicos y geopolíticos significativos. El método de explotación actual, que depende críticamente de la inyección de diluyentes importados para transportar el crudo, resulta en bajos factores de recobro (~12%) y rentabilidad marginal para el Estado, beneficiando principalmente a los proveedores de servicios y diluyentes. Este documento "outline" una estrategia integral para transformar la explotación de la FPO, centrándose en la innovación tecnológica, la sustitución de diluyentes, el aumento del factor de recobro y la maximización del valor agregado dentro de Venezuela.

Desafíos Críticos

1. Dependencia de Diluyentes: La necesidad de diluir el crudo extrapesado (con viscosidad de 5000-7000 cp) para su transporte y comercialización crea una dependencia costosa de importaciones, erosionando los márgenes de ganancia.

2. Bajo Factor de Recobro: Los métodos de producción en frío (sin estimulación térmica) dejan más del 88% del petróleo original en el yacimiento.

3. Complejidad del Yacimiento: La FPO no es uniforme; se divide en áreas (Carabobo, Ayacucho, Junín, Boyacá) con propiedades geológicas diversas que requieren enfoques personalizados .

4. Marco Legal y Sanciones: Las sanciones internacionales y un marco de inversión históricamente volátil disuaden la inversión extranjera a gran escala y el acceso a tecnología de punta .

5. Rentabilidad Marginal: A los precios actuales del crudo Merey 16 (aproximadamente $51-$56/bbl), los proyectos que incluyen mejoradores tradicionales son económicamente inviables .

Estrategia Propuesta La estrategia se basa en dos pilares principales:

1. Transformación In-Situ: Desarrollar e implementar masivamente tecnologías para mejorar el crudo directamente en el yacimiento (a >16° API), eliminando o reduciendo drásticamente la necesidad de diluyentes. Esto incluye métodos térmicos avanzados (inyección de vapor, combustión in-situ) y nuevos métodos catalíticos o químicos.

2. Maximización del Valor Agregado Nacional: Construir capacidad de refinación y mejoramiento local para procesar el crudo mejorado y producir derivados de alto valor, capturando una mayor porción de la cadena de valor dentro de Venezuela y reduciendo los costos de logística de exportación.

Implementación y Impacto Esperado La implementación requiere un esfuerzo colaborativo entre el Estado, PDVSA, la academia venezolana y socios tecnológicos internacionales. Se propone la creación de proyectos piloto por áreas de la FPO para probar y optimizar tecnologías específicas. El impacto esperado es un aumento sustancial de la producción (potencialmente por encima de 2 millones de bpd a mediano plazo), un incremento del factor de recobro (hasta 20-30% o más), la sustitución de importaciones de diluyentes y un aumento significativo de los ingresos fiscales por exportaciones de crudo de mayor valor y derivados.

Desarrollo de una Estrategia Integral para la Explotación de las Reservas de la Faja del Orinoco

1. Análisis de la Situación Actual y Desafíos

Venezuela se encuentra en una encrucijada única: es el país con las mayores reservas de petróleo del mundo, pero su producción ha colapsado a niveles históricamente bajos, rondando los ~856,000 barriles por día (bpd) según la OPEP en 2024 . El núcleo de este problema reside en la naturaleza del recurso mismo: petróleo extrapesado (API <9°) con una viscosidad extremadamente alta (5000-7000 centipoise) que lo hace inmóvil a condiciones de yacimiento. NOTA: LO DE INMOVIL LO CONSIDERO INCORRECTO (EDMUNDO SALAZAR)

1.1. La Dependencia del Diluyente: El modelo de producción actual es insostenible económicamente. Se basa en la perforación de pozos horizontales y la producción en frío, donde el crudo debe ser diluido con condensados o crudos ligeros importados (a un alto costo) para crear la mezcla Merey 16 (API ~16°) que es comercializable . Este modelo:

· Encadena la producción al acceso a divisas para importar diluyentes.

· Erosiona los márgenes de utilidad, ya que el costo del diluyente puede hacer que la operación sea apenas rentable o incluso antieconómica para el Estado, mientras que los proveedores del diluyente y servicios garantizan sus ganancias.

· Limita severamente el potencial de escalamiento, ya que Venezuela no tiene suministros propios suficientes de diluyente para alcanzar producciones de 2 millones de bpd o más.

1.2. Baja Eficiencia de Recuperación: Los métodos tradicionales en frío dejan más del 88% del petróleo original en el yacimiento. Esto representa una pérdida colosal de valor y oportunidad a nivel nacional. Aunque se implementaran métodos térmicos tradicionales (como el vapor), la dependencia del diluyente persistiría para el transporte.

1.3. Contexto Geopolítico y Económico: Las sanciones internacionales y la falta de inversión continua han dejado a PDVSA con capacidad técnica y financiera limitada. Los precios volátiles del petróleo exigen que cualquier proyecto nuevo sea económicamente robusto y capaz de ser rentable incluso en escenarios de precios moderados (~$60-$70/bbl).

2. Visión y Estrategia Central: Transformación In-Situ

La solución fundamental es desplazar la "mejora" del crudo de las refinerías y mezcladoras en superficie hacia el propio yacimiento. El objetivo es producir un crudo que ya sea comercializable al salir del pozo (API >16°), eliminando la necesidad de diluyentes importados y reduciendo costos operativos.

2.1. Tecnologías Clave para la Transformación In-Situ:

· Métodos Térmicos Avanzados:

· Inyección de Vapor (Steam Injection): Método probado que reduce la viscosidad. Debe optimizarse para las areniscas de la FPO, potencialmente usando vapor de alta calidad y presión y completaciones inteligentes para maximizar la eficiencia.

· Combustión In-Situ (ISC): Se inyecta aire para quemar una parte del crudo en el yacimiento, generando calor y gases que reducen la viscosidad del crudo restante. Es complejo pero puede tener mayores factores de recobro.

· SAGD (Steam Assisted Gravity Drainage): Ideal para yacimientos masivos y profundos. Implica perforar dos pozos horizontales paralelos; uno inyecta vapor para calentar el crudo, que luego drena por gravedad hacia el pozo inferior de producción. Muy efectivo pero de alto costo inicial.

· Métodos Químicos y Catalíticos (En Investigación):

· Inyección de Solventes y Surfactantes: Productos químicos que reducen la viscosidad interfacial y ayudan a liberar el petróleo de la roca.

· Procesos Catalíticos In-Situ: El santo grial de la explotación de la FPO. Implica inyectar catalizadores en el yacimiento que, bajo condiciones de calor y presión específicas, crackeen el petróleo extrapesado y lo transformen en un crudo más liviano dentro de la propia formación. Esto requiere una investigación agresiva (I+D) con consorcios internacionales.

Tabla 1: Comparativa de Métodos de Producción para la Faja del Orinoco

Método/ Ventajas Desventajas/ Potencial Factor de Recobro

Producción en Frío + Dilución Baja inversión inicial, tecnología conocida. Alta dependencia de diluyente, bajos márgenes, bajo recobro (~12%). 8% - 12%

Inyección de Vapor (CSS/SAGD) Mayor factor de recobro, tecnología probada. Alto consumo de energía/agua, diluyente para transporte. 20% - 40%

Combustión In-Situ (ISC) Alto factor de recobro, no requiere agua. Muy complejo de controlar, riesgo de seguridad. 30% - 60%

Transformación Catalítica In-Situ Crudo mejorado en el pozo, sin necesidad de diluyente. En etapa de investigación, alto riesgo tecnológico. 40%+ (Potencial)

2.2. Personalización por Área (Carabobo, Ayacucho, Junín, Boyacá): Dado que la FPO no es uniforme, se debe crear un mapa detallado de las propiedades de cada bloque (espesor, porosidad, saturación, profundidad) para asignar la tecnología óptima. Por ejemplo, áreas con areniscas delgadas (<30 pies) podrían requerir enfoques diferentes a las áreas masivas.

3. Infraestructura y Logística: Rediseñando la Cadena de Valor

3.1. Transporte: Mientras se desarrollan las tecnologías in-situ, es crucial optimizar el transporte. La mezcla Merey 16 se exporta principalmente en buques tipo Aframax y Suezmax . Centrarse en mercados más cercanos (como el Caribe, Centroamérica o incluso la misma América del Sur) puede reducir los altos costos de flete asociados a enviar crudo a China o Europa .

3.2. Refinación Local: La estrategia a largo plazo debe ser dejar de exportar crudo y exportar productos refinados de alto valor. Esto implica:

· Modernizar y Adaptar Refinerías Existentes: Las refinerías como El Palito y Puerto La Cruz deben ser reconvertidas para procesar crudos pesados y mezclas de la FPO de manera eficiente.

· Construir Nuevos Complejos de Mejoramiento: A largo plazo, reiniciar la construcción de mejoradores especializados cerca de la FPO, pero con diseños modernos y eficientes que los hagan viables económicamente a menores precios del crudo.

4. Marco de Implementación y Gobernanza

4.1. Alianzas Estratégicas: Recuperar el modelo de Empresas Mixtas , pero con contratos claros, transparentes y protegidos por el Estado de Derecho, que atraigan a socios internacionales con la tecnología y el capital necesarios. Ofrecer reparto de riesgos y ganancias atractivo.

4.2. Programa de I+D Prioritario: El Estado, a través de PDVSA y universidades, debe liderar y financiar un "Proyecto Nacional de Transformación In-Situ". Este consorcio debería asociarse con centros de investigación globales (ej.: universidades de Canadá, EE.UU., Noruega) para acelerar el desarrollo de los métodos catalíticos.

4.3. Incentivos y Obligaciones: Los contratos con las operadoras deben obligar explícitamente a la presentación e implementación de Proyectos Piloto de Recobro Mejorado (EOR) con metas concretas de aumento del factor de recobro, dejando de lado el modelo pasivo de solo producir en frío.

4.4. Sustentabilidad Ambiental: Cualquier plan debe incluir una evaluación ambiental estratégica. Los métodos térmicos consumen mucha agua y energía; se deben planificar fuentes de agua alternativas (aguas residuales tratadas, agua de mar desalinizada) y cogeneración de energía para minimizar la huella de carbono.

5. Conclusión y Hoja de Ruta

La explotación de la Faja del Orinoco no puede continuar por el camino actual, que es técnicamente ineficiente y económicamente frágil. Se requiere un cambio de paradigma hacia la transformación in-situ.

Hoja de Ruta sugerida (Corto, Mediano y Largo Plazo):

1. Corto Plazo (0-2 años): Optimizar la producción existente. Negociar acuerdos estables para el suministro de diluyente. Levantar un inventario técnico detallado de la FPO. Establecer consorcios de I+D con socios internacionales. Iniciar 2-3 proyectos piloto de inyección de vapor.

2. Mediano Plazo (2-5 años): Escalar los pilotos exitosos. Diseñar y licitar los primeros proyectos comerciales de transformación in-situ (termales). Iniciar la reconversión de refinerías para procesar más crudo nacional.

3. Largo Plazo (5-15 años): Masificar la implementación de métodos de transformación in-situ. Alcanzar una producción sostenible de 2+ millones de bpd de crudo mejorado. Desarrollar y desplegar comercialmente métodos catalíticos. Construir nueva infraestructura de mejoramiento y refinación, posicionando a Venezuela como exportador de derivados de alto valor.

La ejecución exitosa de esta estrategia permitirá a Venezuela convertir sus vastas reservas probadas en riqueza real y sostenible, superando el modelo rentista y construyendo una industria petrolera tecnológicamente avanzada y resiliente a los vaivenes del mercado global.

1. RESPUESTA DE GEMINI

Análisis Exhaustivo y Estrategias para la Explotación de las Reservas Petroleras de Venezuela: Un Enfoque Técnico, Económico y Geopolítico

I. Resumen Ejecutivo Venezuela, al poseer las mayores reservas probadas de petróleo a nivel mundial, con una cifra oficial que supera los 300.8 mil millones de barriles, se encuentra en una posición estratégica única en el panorama energético global. Sin embargo, la industria petrolera del país opera actualmente a una fracción de su capacidad histórica, con una producción que se ha mantenido en el rango de 1 millón de barriles por día (bpd) durante el año 2025 , evidenciando una compleja situación que trasciende la mera existencia de los recursos.

La naturaleza del crudo venezolano, que es mayormente pesado y extrapesado, plantea desafíos técnicos, económicos y logísticos inherentes que requieren tecnologías avanzadas y una inversión masiva para su explotación rentable. Los obstáculos principales incluyen el deterioro de una infraestructura crítica, como los mejoradores de crudo y oleoductos, la escasez de diluyentes para el transporte del crudo, la salida de talento técnico experimentado y una incertidumbre jurídica agravada por las sanciones internacionales.

La ruta para la recuperación de la producción y la optimización de la explotación de estas vastas reservas debe pasar por una hoja de ruta estratégica dual. A corto plazo, se requiere estabilizar y recuperar la producción mediante la reactivación de los activos existentes y el fortalecimiento de alianzas estratégicas. A largo plazo, el enfoque debe estar en la adopción de tecnologías de Recuperación Mejorada de Crudo (EOR, por sus siglas en inglés) probadas a nivel global y, de manera más innovadora, en la implementación de tecnologías de mejoramiento in-situ. Este último enfoque emerge como una solución paradigmática, ya que es capaz de sortear el problema de los diluyentes y la dependencia de una infraestructura de mejoramiento de superficie, reduciendo significativamente los costos de producción y aumentando la rentabilidad. En este contexto, la reforma del marco legal para garantizar la seguridad jurídica y atraer la inversión privada a gran escala se presenta como una condición indispensable para el éxito de cualquier plan de recuperación.

II. Contexto y Definición Crítica de las Reservas Petroleras Venezolanas La Envergadura de la Faja Petrolífera del Orinoco (FPO) La Faja Petrolífera del Orinoco "Hugo Chávez" es la mayor acumulación de crudo pesado y extrapesado del planeta. Ubicada al norte del río Orinoco, esta región abarca el 8.35% de la cuenca y es la base de las vastas reservas probadas de Venezuela. Según Petróleos de Venezuela (PDVSA), las reservas probadas de crudo alcanzan los 300.8 m millones de barriles, lo que sitúa a la nación como líder mundial en este rubro. La FPO, por sí sola, concentra el 87% de las reservas petroleras del país y contribuye con el 19.4% de la reserva mundial de crudo, una proporción significativa que subraya su importancia para la seguridad energética global.

El Debate sobre "Reservas Probadas": Una Discusión Matizada La cifra oficial de 300.8 mil millones de barriles es, sin duda, impresionante, pero su interpretación requiere un análisis matizado, especialmente al compararla con los estándares técnicos internacionales. El crudo de la Faja del Orinoco es, por estándares internacionales, muy pesado y de alta viscosidad, lo que obliga a su procesamiento en refinerías especializadas para obtener productos de mayor valor. Este factor es crucial para entender la discrepancia entre el potencial geológico y la viabilidad económica.

Según el estándar internacional Petroleum Resources Management System (PRMS), las "reservas probadas" son los volúmenes de hidrocarburos que pueden ser recuperados con "razonable certeza" bajo "condiciones operacionales, económicas y regulaciones gubernamentales prevalecientes". El crudo venezolano, a diferencia del crudo ligero de campos como los de Arabia Saudita, es mucho más sensible a los precios del mercado, lo que significa que su rentabilidad es variable y, por lo tanto, la viabilidad de su producción no es constante. La falta de infraestructura, los altos costos de producción del crudo pesado, la necesidad de diluyentes, y el impacto de las sanciones internacionales son "condiciones prevalecientes" que ponen en duda la calificación de la totalidad de estos volúmenes como económicamente recuperables. En consecuencia, mientras la cifra de más de 300 mil millones de barriles representa el inmenso potencial geológico, el volumen que podría ser clasificado como económicamente recuperable bajo los criterios más estrictos del PRMS es sustancialmente menor sin una inversión masiva y cambios en el modelo de explotación.

III. Radiografía de la Industria Petrolera Venezolana Producción Actual y el Camino Recorrido A pesar de los desafíos, la industria petrolera venezolana ha mostrado un repunte en su producción durante el 2025. Según cifras oficiales reportadas por la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP), la producción se mantuvo por encima de 1 millón de bpd en el mes de abril, alcanzando un promedio de 1,051,000 bpd. Esto representa un incremento significativo en comparación con el promedio de 569,000 bpd registrado en 2020, un año particularmente afectado por las sanciones y la pandemia. El sólido crecimiento se refleja en el promedio de 1,028,000 bpd durante los dos primeros meses de 2025, lo que marca un incremento del 16.4% respecto al mismo período de 2024.

La Dualidad de las Cifras y la Desconfianza en los Datos. Es importante señalar que existe una marcada dualidad entre las cifras oficiales y las estimaciones de fuentes secundarias. Por ejemplo, en el mismo informe de la OPEP de mayo de 2025, las fuentes secundarias reportan una producción de 888,000 bpd para abril, una cifra significativamente menor que la comunicada directamente por el país. Esta discrepancia subraya la falta de transparencia en los datos de la industria, un factor de riesgo para cualquier inversor que requiera información precisa y confiable para la toma de decisiones.

El Impacto Geopolítico: Sanciones y sus Consecuencias. Las sanciones impuestas por Estados Unidos han tenido un impacto directo en la producción petrolera, reduciéndola en un rango estimado de 100,000 a 300,000 bpd. Estas restricciones han obligado a la salida de empresas extranjeras que operaban con PDVSA, además de limitar el acceso a tecnología y a la importación de diluyentes, elementos cruciales para la viabilidad de la industria. Para mitigar estos efectos, el gobierno ha redirigido las exportaciones a mercados como China, a menudo a precios con descuentos de hasta el 30%, lo que merma los ingresos fiscales. El aumento de la producción, a pesar de las sanciones, no contradice su impacto, sino que expone las estrategias de resiliencia del gobierno, incluyendo la venta de crudo diluido (DCO) de menor valor y la búsqueda de aliados alternativos.

Período Producción Promedio (bpd) Fuente 2020 569,000 Oficial

2024 783,000 Oficial

Ene-Feb 2025 1,028,000 Oficial

Abril 2025 1,051,000 Directa (PDVSA)

Abril 2025 888,000 Secundaria (OPEP)

Tabla 1: Evolución de la Producción Petrolera Venezolana (2020-2025)

IV. Estrategias de Explotación: Del Pozo a la Tecnología de Vanguardia Análisis Comparativo con un Gemelo Geológico: Las Arenas Bituminosas de Canadá Un análisis comparativo con las Arenas Bituminosas de Alberta en Canadá, la otra gran acumulación de petróleo pesado del mundo, revela el inmenso potencial no explotado de Venezuela. Ambos yacimientos comparten similitudes geológicas significativas, como la alta porosidad y la presencia de areniscas no consolidadas. Sin embargo, la diferencia principal radica en el factor de recobro. Mientras que Canadá ha desarrollado y aplicado con éxito tecnologías avanzadas como el Drenaje Gravitatorio Asistido por Vapor (SAGD) y la Producción en Frío con Arena (CHOPS) para extraer hasta un 20% del petróleo original en sitio, Venezuela ha logrado solo un 12% con métodos menos avanzados. Este contraste destaca que el desafío de Venezuela no es la falta de recursos, sino la necesidad de acceso a capital y tecnología para su explotación eficiente.

Los Métodos de Recuperación Mejorada (EOR) y la Transición. La implementación de tecnologías EOR es una pieza fundamental para la recuperación. Los métodos térmicos, como la inyección de vapor, son la tecnología predominante a nivel global para la extracción de crudos pesados, ya que el vapor calienta el yacimiento, reduce la viscosidad del crudo y facilita su flujo hacia la superficie. El método CHOPS, aunque de menor factor de recobro (entre 5% y 10%), representa una opción más económica de implementación y ha sido ampliamente aplicado en yacimientos canadienses con características similares a la Faja.

La Solución Disrruptiva: El "Upgrading In-Situ" (ISUT) El Upgrading In-Situ Technology (ISUT) representa un cambio de paradigma en la explotación del crudo pesado y extrapesado. A diferencia de las tecnologías tradicionales que solo mejoran la movilidad del petróleo de forma temporal, el ISUT refina el crudo de manera permanente dentro del yacimiento. El proceso consiste en la inyección de un fluido caliente y una mínima cantidad de un nano-catalizador que se adhiere a la roca alrededor del pozo, creando un "reactor catalítico" en el subsuelo.

El ISUT resuelve los mayores desafíos de la industria venezolana. En primer lugar, elimina la necesidad de diluyentes, ya que el crudo se mejora en el yacimiento, aumentando su gravedad API en 8 grados o más y volviéndose transportable sin la adición de nafta. En segundo lugar,

reduce la dependencia de los mejoradores de superficie, activos costosos y en estado de deterioro. Finalmente, aumenta el factor de recobro a través de múltiples mecanismos, incluyendo la disolución del petróleo por los gases ligeros producidos, el empuje de gas y la expansión térmica de la roca, lo que facilita la extracción del crudo atrapado en microporosidades.

Tecnología Factor de Recobro Necesidad de Diluyente Viabilidad Económica Producción en Frío (CHOPS) 5-10%

Requerido para el transporte Baja inversión, alto costo operativo por barril

Métodos Térmicos (SAGD) 20% del volumen original

Requerido para el transporte Alta inversión, rentabilidad sensible a los precios

Upgrading In-Situ (ISUT) Significativamente mejorado

No requerido (el crudo es transportable) Reduce costos de transporte, inversión de capital amortizable

Tabla 2: Comparativa de Tecnologías de Recuperación para Crudo Extrapesado

V. El Desafío Logístico y la Infraestructura de Mejoramiento de Crudo. El Eslabón Crítico de la Cadena Los mejoradores de crudo son el eslabón crítico en la cadena de valor del crudo extrapesado, ya que convierten la materia prima de baja calidad en productos de mayor valor comercial para la exportación. La infraestructura de mejoramiento de la Faja del Orinoco, compuesta por las empresas mixtas PetroPiar, PetroMonagas, PetroCedeño y PetroSanFélix, se encuentra en un estado crítico de deterioro y requiere un mantenimiento significativo y constante.

Estado de Operación Actual de los Mejoradores PetroPiar: En diciembre de 2022, Chevron asumió el control para reactivar el mejorador de PetroPiar. Se proyecta una inversión de 10 mil millones de dólares para un plan que busca duplicar la producción de 80,000 a 160,000 bpd. El hecho de que una inversión de esta magnitud se proyecte para solo duplicar la producción subraya el nivel de deterioro y la complejidad de la reactivación.

PetroMonagas: Este mejorador ha sido afectado por la falta de mantenimiento, lo que ha llevado a una reducción en su operatividad. Aunque se han puesto en marcha nuevos taladros para la producción, la planta ha sido detenida en el pasado por tiempo indefinido, evidenciando su fragilidad operativa.

PetroCedeño: El Estado venezolano adquirió la totalidad de las acciones de este mejorador, lo que significa que ahora es 100% propiedad de PDVSA. La ausencia de un socio internacional con capital y experiencia técnica presenta un desafío significativo para su plena reactivación y para el logro de las metas de producción establecidas.

PetroSanFélix: La antigua empresa mixta ha sido reemplazada por una nueva, Petro Roraima, que administrará uno de los mejoradores de la Faja, reflejando la constante reestructuración y la volatilidad del sector.

El estado de los mejoradores y la escasez de diluyentes están intrínsecamente vinculados. La infraestructura deteriorada y la dependencia de la nafta importada para el transporte del crudo pesado obligan a PDVSA a vender crudo diluido a un valor inferior, lo que afecta directamente a los ingresos fiscales y genera una espiral negativa que solo puede ser revertida con una inversión masiva o una solución tecnológica que cambie el modelo de producción, como el upgrading in-situ.

Mejorador Socio(s) Estado Actual Capacidad de Producción (bpd) PetroPiar Chevron, PDVSA Reactivación en curso

80,000 (actual), 160,000 (proyectado)

PetroMonagas Desconocido Requiere mantenimiento

Producción detenida en el pasado

PetroCedeño 100% PDVSA

En proceso de reactivación

Sin datos recientes de producción actual PetroSanFélix Petrolera Roraima (nuevo socio)

Reestructuración

Sin datos de producción actual Tabla 3: Estado y Capacidad Operativa de los Mejoradores de la Faja del Orinoco

VI. La Viabilidad Económica y el Marco de Riesgo para la Inversión Costos de Producción y el Riesgo de la Volatilidad de Precios. La viabilidad económica de la explotación de la Faja del Orinoco es extremadamente sensible a los precios del petróleo. El costo total de producción para el crudo pesado es significativamente alto y complejo, con un desglose que incluye costos de levantamiento de fluido, perforación de nuevos pozos, tratamiento de agua, disolución y transporte. El costo total de producción puede variar de 15.26 a 24.08 dólares por barril de crudo total (US$/BTPD), dependiendo de factores como el corte de agua y la necesidad de dilución. La producción proveniente de recursos no convencionales, como el crudo de la Faja, es altamente sensible a las variaciones del precio del crudo internacional. Una caída sostenida en los precios podría convertir grandes volúmenes de las "reservas probadas" en recursos no comerciales, lo que justifica la necesidad de tecnologías que no solo aumenten la producción, sino que también reduzcan los costos de operación y la dependencia de factores externos como los diluyentes.

El Marco de Riesgo Geopolítico y Legal. Aunque el presidente Nicolás Maduro ha declarado que el país está "abierta a todas las inversiones internacionales de petróleo" , el marco de riesgo geopolítico y legal sigue siendo un factor disuasivo. Las sanciones de EE. UU. han sido un obstáculo significativo, y aunque se han concedido licencias temporales a ciertas empresas como Chevron, la inseguridad jurídica persiste. La propuesta de la oposición de establecer un "marco fiscal atractivo" y garantizar la "seguridad jurídica" es un reconocimiento de que las licencias temporales y la retórica por sí solas no son suficientes para atraer las inversiones a largo plazo que la industria necesita para su plena recuperación.

Riesgos Ambientales y Sociales (ESG) Cualquier plan serio de reactivación debe incluir una evaluación de los riesgos ambientales, sociales y de gobernanza (ESG). La Faja del Orinoco es una región "megadiversa" que requiere una estrategia de conservación. Se han documentado derrames de crudo y contaminación de ríos y fuentes de agua que han afectado a comunidades locales y han provocado protestas. Un plan de inversión viable para el futuro no puede ignorar estos riesgos, ya que los inversores modernos exigen una estrategia de mitigación de impactos ambientales y sociales para garantizar la sostenibilidad a largo plazo.

VII. Conclusiones y Hoja de Ruta Estratégica Síntesis del Problema y el Potencial. La explotación de las reservas petroleras de Venezuela es un problema que no puede resolverse con una solución única. El potencial geológico es incuestionable, pero su viabilidad económica está directamente condicionada por la superación de desafíos técnicos, logísticos y, sobre todo, por la creación de un marco político y legal que ofrezca la seguridad necesaria para la inversión privada a gran escala. La recuperación de la industria no es solo un asunto de extraer más crudo, sino de transformarse en un productor de mayor valor a través de la tecnología, reduciendo la dependencia de una infraestructura obsoleta y la vulnerabilidad a las fluctuaciones del mercado.

Hoja de Ruta de Múltiples Fases. Se propone una hoja de ruta estratégica dividida en tres fases para la recuperación y el crecimiento sostenible de la industria petrolera venezolana:

Fase 1 (Corto Plazo - 1-3 años): El objetivo principal es la estabilización y la recuperación incremental de la producción. Esto implica priorizar el mantenimiento y la reactivación de los mejoradores de crudo y las plantas de dilución existentes. Se debe aprovechar al máximo las licencias otorgadas a socios estratégicos como Chevron para aumentar la producción de manera gradual y sostenida.

Fase 2 (Mediano Plazo - 3-5 años): Se deben implementar tecnologías de Recuperación Mejorada (EOR) probadas en yacimientos similares a la Faja. Paralelamente, es crucial explorar la viabilidad a escala comercial de tecnologías más innovadoras como el upgrading in-situ (ISUT), iniciando proyectos piloto que permitan validar su eficacia y rentabilidad.

Fase 3 (Largo Plazo - 5+ años): La visión estratégica a largo plazo se basa en una reforma profunda del marco legal, con el fin de garantizar la seguridad jurídica, la transparencia en los datos y un modelo fiscal atractivo. Este paso es indispensable para atraer la inversión a gran escala necesaria. La adopción masiva de tecnologías de mejoramiento in-situ, que mitigan la dependencia de los diluyentes y los mejoradores de superficie, será el motor para transformar la industria y desbloquear el verdadero potencial de las reservas, convirtiendo a Venezuela de un productor de crudo pesado a un exportador de crudo de mayor valor.

Tabla 4: Estructura de Costos de Producción Detallada (US$/bbl) La siguiente tabla, basada en el material de investigación, ilustra la complejidad de los costos de producción del crudo pesado venezolano, que son una variable crítica para la viabilidad de cualquier proyecto.

Componente de Costo Fórmula Costo Unitario (US$/BTPD) Costo de levantamiento y procesamiento de fluido (Cpf) (BFPD×0.75)/BTPD Varía según el corte de agua Costo por perforación y completación de nuevos pozos (Cnw) (BFPD×0.01)/BTPD Varía según el corte de agua Costo de tratamiento y manejo del agua (Cwt) (BWPD×0.50)/BTPD Varía según el corte de agua Costo unitario de disolución (Cd) (%Diluci o ˊ n×BT×Cd)/BTPD 6.00 Costo unitario de transporte y almacenamiento de diluente (Ctad) (BDPD×7.00)/BTPD 1.40 Costo unitario de transporte y almacenamiento de crudo (Ctac) (BTPD×7.00)/BTPD 7.00 Costo Total (ejemplo con 20% agua) Suma de componentes 15.26 Costo Total (ejemplo con 80% agua) Suma de componentes 19.04 Costo Total (ejemplo con 90% agua) Suma de componentes 24.08

Exportar a Hojas de cálculo Nota: Los costos unitarios presentados en la tabla son ejemplos calculados a partir de los datos disponibles en el material de investigación. BFPD es la producción de fluido por día, BWPD es la producción de agua por día, BDPD es la producción de diluente por día y BTPD es la producción total por día. La viabilidad económica de la explotación de la Faja del Orinoco es, en última instancia, una función de cómo estos costos pueden ser gestionados y optimizados a través de la tecnología.

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Pensamientos Verificación y Profundización. Estoy iniciando la investigación para crear el reporte solicitado. Para asegurar que la información sea lo más precisa y completa posible, he deconstruido el problema en varias áreas clave. Comenzaré verificando y actualizando las cifras de las reservas probadas de petróleo en Venezuela, prestando especial atención a la distribución de gravedad API y las discrepancias mencionadas con respecto al sistema de gestión PRMS. Esto es fundamental para establecer una base de datos sólida para el análisis. Análisis de Problemas y Oportunidades A continuación, me centraré en los desafíos técnicos y económicos que plantea el petróleo extrapesado. Analizaré la dependencia del diluyente y su impacto en la rentabilidad, así como el problema del bajo factor de recobro. Al mismo tiempo, investigaré las posibles soluciones, como los métodos de recuperación mejorada de petróleo (EOR) y las tecnologías de transformación del crudo, incluyendo el concepto de 'upgrading in situ'. Estado de la Infraestructura y Comparación Internacional También es crucial entender el estado actual de la infraestructura petrolera en la Faja del Orinoco. Investigaré la situación de los mejoradores y la capacidad de producción y transporte. Para obtener una perspectiva más amplia, realizaré un análisis comparativo con las tecnologías y experiencias de Canadá en la explotación de arenas bituminosas, lo que me permitirá identificar lecciones aprendidas y posibles aplicaciones para el caso venezolano. Próximos Pasos Para abordar estos puntos, he organizado un plan de investigación que incluye múltiples búsquedas. Exploraré los temas en profundidad, empezando por la verificación de datos, para luego pasar a los desafíos técnicos y las posibles soluciones. Esto me permitirá sintetizar toda la información y generar un informe completo y detallado, tal como lo solicitaste.

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nanos.tech The In Situ Upgrading Technology (ISUT) - NanosTech

gccc.beg.utexas.edu Fundamentos de la Recuperación Mejorada de Crudo por Inyección de CO Verificación de Datos Clave. He comenzado a validar la información inicial proporcionada. Los datos sobre las reservas probadas de 303 mil millones de barriles y la alta proporción de crudo extrapesado se han corroborado. Los resultados también han confirmado que el suministro de diluyente es una limitación importante para la producción a gran escala, un punto central en el análisis que estoy construyendo. Nuevos Hallazgos y Puntos de Contradicción He descubierto un análisis de costos que cuantifica el impacto económico del diluyente, con cifras detalladas que muestran cómo el costo de producción por barril se ve afectado. También encontré un nuevo dato sobre la tecnología de 'upgrading in situ' llamada ISUT, que utiliza nano-catalizadores para transformar el crudo directamente en el yacimiento, lo cual podría ser una solución innovadora al problema del diluyente que se había planteado. Además, he identificado una posible contradicción: mientras que el texto inicial sugiere que no se han implementado métodos térmicos a gran escala, algunas fuentes indican que los nuevos proyectos en la Faja están siendo diseñados para incluir estas tecnologías. Profundizaré en esto para resolver la discrepancia. Plan de Acción para Resolver Inconsistencias Para construir un informe preciso, mi próximo paso es investigar estos puntos en detalle. Buscaré información específica sobre la controversia del sistema PRMS para entender cómo afecta la definición de las reservas venezolanas. También indagaré más a fondo sobre la tecnología de 'upgrading in situ' y su viabilidad. Además, analizaré el estado actual de los mejoradores existentes y realizaré una exploración más profunda en la comparación de las tecnologías de recuperación de petróleo entre la Faja del Orinoco y las arenas bituminosas de Canadá. Esto me permitirá ofrecer un reporte completo y bien fundamentado.

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scribd.com Comparación Entre El Petróleo Pesado y Las Areniscas ... - Scribd

nanos.tech The In Situ Upgrading Technology (ISUT) - NanosTech Verificación de las Reservas y Hallazgos He podido corroborar el punto sobre la controversia entre la clasificación de las reservas de Venezuela y el sistema PRMS. El análisis indica que las definiciones gubernamentales se centran en el potencial geológico, mientras que el PRMS considera la viabilidad económica bajo las condiciones actuales. Esto valida una de las premisas del texto y es un punto importante para el informe final. Nuevas Tecnologías para el Petróleo Extrapesado He profundizado en la tecnología de 'upgrading in situ' y he encontrado información detallada sobre la tecnología ISUT de NanosTech. He descubierto que esta tecnología utiliza nano-catalizadores para transformar el crudo directamente en el yacimiento, produciendo un petróleo más ligero que no necesita diluyente. Este es un ejemplo concreto de una solución innovadora que podría superar los principales desafíos de la producción en la Faja del Orinoco. Contradicciones en la Infraestructura y la Producción He identificado información contradictoria sobre el estado de los mejoradores de crudo. Mientras que el texto inicial sugiere que estos proyectos se cancelaron debido a los altos costos, he encontrado noticias sobre el reinicio de operaciones, como el caso de PetroPiar. Los datos sobre otros mejoradores son antiguos o fragmentados, lo que me ha llevado a determinar que es un punto crítico que necesito investigar con información más reciente y precisa. Plan de Acción para Resolver los Puntos Clave Para seguir avanzando, mi siguiente paso es obtener la información más actualizada sobre el estado operativo y de producción de cada uno de los mejoradores de la Faja del Orinoco. También, continuaré buscando si la tecnología de 'upgrading in situ' o similares se están aplicando a escala comercial en otros lugares, para evaluar su viabilidad para Venezuela. Adicionalmente, comenzaré a investigar el impacto de las sanciones y el entorno político en el sector petrolero, para ofrecer un análisis completo que integre todos los factores del problema.

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revistas.uis.edu.co Estudio de la acuatermólisis catalítica en procesos de upgrading de crudos pesados como método complementario en el recobro térmico de hidrocarburos - Revistas UIS - Universidad Industrial de Santander Verificación Integral de Información He completado la investigación en todas las áreas clave. He verificado que la cifra de 303 mil millones de barriles de reservas es un dato ampliamente reconocido, aunque existe una controversia sobre su clasificación bajo el estándar PRMS debido a su viabilidad económica. He confirmado el bajo factor de recobro actual y la dependencia crítica del diluyente. He explorado tecnologías innovadoras como el 'upgrading in situ' y he analizado en detalle la comparación con la producción de arenas bituminosas en Canadá, validando las similitudes geológicas y las diferencias tecnológicas y de rentabilidad. Resolución de Contradicciones He logrado resolver una de las principales contradicciones. Mientras que el texto inicial sugería que los proyectos de mejoradores habían sido cancelados, mi investigación ha revelado que al menos uno de ellos, PetroPiar, ha sido reactivado con la participación de socios internacionales. Aunque la información sobre otros mejoradores es escasa, esto me permite desmentir la premisa de una cancelación total y ofrecer una perspectiva más matizada sobre el estado actual de la infraestructura. Conclusión y Próximos Pasos La investigación ha llegado a su punto de saturación. He recopilado suficiente información para proporcionar un informe completo que abarca todos los puntos solicitados: producción, transporte, transformación, comercialización, viabilidad económica, tecnologías de recobro y el contexto de las políticas y sanciones. Ahora puedo proceder a sintetizar todos estos hallazgos para redactar un resumen ejecutivo y un desarrollo detallado, tal como lo solicitaste.

1. RESPUESTA DE QWEN

Qwen3-235B-A22B-2507 10:55 AM RESUMEN EJECUTIVO SOBRE LA EXPLOTACIÓN DE LAS RESERVAS PROBADAS DE PETRÓLEO EXTRAPESADO DE VENEZUELA

Venezuela posee oficialmente 303 mil millones de barriles de reservas probadas de petróleo, la mayor cifra reconocida a nivel mundial, de los cuales entre 250 y 270 mil millones de barriles corresponden a petróleo extrapesado (menos de 9° API), localizado principalmente en la Faja Petrolífera del Orinoco (FPO), distribuido en las áreas Carabobo, Ayacucho, Junín y Boyacá. Sin embargo, existe una controversia internacional sobre la clasificación de estas reservas, ya que el sistema PRMS (Petroleum Resource Management System) no consideraría como "reservas probadas" volúmenes que no sean técnicamente y económicamente recuperables con métodos actuales.

Actualmente, la explotación del petróleo extrapesado se realiza principalmente mediante perforación horizontal en frío, sin métodos de recuperación secundaria o terciaria, lo que limita el factor de recuperación a menos del 12%, dejando el 88% del crudo en el subsuelo. Además, este petróleo es no newtoniano, con alta viscosidad (5,000–7,000 centipoises), y se solidifica a temperatura ambiente, por lo que requiere diluyentes para ser transportado y comercializado.

El producto comercializado como Merey 16° API se obtiene mezclando el crudo extrapesado con diluyentes (generalmente crudo liviano o nafta), pero Venezuela carece de capacidad propia para producir suficiente diluyente, lo que genera dependencia externa, fuga de capitales y altos costos operativos. A pesar de que en el pasado existieron cuatro proyectos integrales (con mejoradores y ciclos de recuperación de diluyente), todos han sido cancelados debido a los altos costos de infraestructura y a los bajos precios internacionales del crudo Merey (~51.73 USD/barril en 2025).

La ausencia de inversión en investigación y desarrollo (I+D) para transformar el crudo en el yacimiento o eliminar el uso de diluyente ha frenado el desarrollo sostenible de la Faja. Se requiere un nuevo enfoque estratégico que combine innovación tecnológica, cooperación científica internacional, infraestructura eficiente y modelos de negocio sostenibles para convertir estas reservas en un activo económico real, competitivo y rentable para Venezuela.

DESARROLLO: ESTRATEGIA PARA LA EXPLOTACIÓN SOSTENIBLE DEL PETRÓLEO EXTRAPESADO EN VENEZUELA

1. Diagnóstico del Problema Actual El principal obstáculo para el desarrollo de las reservas de petróleo extrapesado en Venezuela no es la falta de recursos, sino la falta de tecnología eficiente, infraestructura adecuada y un modelo económico viable. Los desafíos clave son:

Alta dependencia de diluyentes importados o provenientes de producción limitada. Bajo factor de recuperación (<12%) por ausencia de métodos de recuperación mejorada (EOR). Costos elevados de producción y transporte, que superan los ingresos en escenarios de precios bajos. Falta de mejoradores o refinerías integradas que permitan transformar el crudo en el país. Ausencia de I+D para desarrollar tecnologías propias que modifiquen el crudo en el yacimiento. 2. Estrategia Integral para la Explotación del Petróleo Extrapesado 2.1. Transformación del Crudo en el Yacimiento: I+D para Eliminar el Diluyente Objetivo: Desarrollar tecnologías que permitan modificar el crudo extrapesado en el yacimiento, elevando su gravedad API (>16°) sin necesidad de diluyentes.

Propuestas:

Crear un centro nacional de I+D en petróleo pesado, en alianza con universidades (UCV, USB), centros internacionales (como el IFP de Francia, Alberta Innovates en Canadá) y empresas tecnológicas. Investigar y probar métodos de conversión in-situ: Inyección de catalizadores que rompan moléculas pesadas (cracking in-situ). Biorremediación controlada con microorganismos que biodegraden componentes pesados. Inyección de solventes ligeros (propano, butano) que actúen como diluyentes temporales y sean recuperables. Estimulación térmica asistida por electricidad (resistiva heating) para reducir viscosidad sin usar vapor. Nota: El objetivo no es copiar modelos canadienses (como SAGD), sino adaptar tecnologías a las condiciones únicas de la Faja (areniscas delgadas, baja presión, roca inestable).

2.2. Recuperación Mejorada (EOR): Aumentar el Factor de Recuperación Objetivo: Elevar el factor de recuperación del 12% actual a más del 30–40%.

Técnicas recomendadas por área:

Áreas con areniscas gruesas (>30 pies): Aplicar inyección de vapor (CSS o SAGD). Áreas con areniscas delgadas (<30 pies): Usar inyección de gases (CO₂, aire, metano) o solventes cíclicos. Inyección de agua caliente o agua con surfactantes para mejorar movilidad. Implementar monitoreo sísmico 4D para optimizar inyección y producción. Recomendación: Obligar a todas las empresas operadoras a presentar planes de EOR como condición para mantener sus contratos.

1. Infraestructura y Logística: Sistema Cerrado de Diluyente Objetivo: Minimizar el uso de diluyente y recuperarlo al 100%.

Propuesta:

Reactivar el concepto de proyectos integrales con mejoradores y diluenductos. Construir mejoradores modulares en cada bloque (Carabobo, Junín, etc.) que: Reciban crudo extrapesado. Lo mezclen con diluyente. Lo destilen para separar el diluyente. Lo envíen de vuelta al campo mediante diluenductos cerrados. Usar nafta producida en refinerías nacionales (como Paraguaná) como diluyente, incentivando la integración vertical. Beneficio: Reducción de importaciones, mayor soberanía energética y menor fuga de divisas.

1. Producción y Transporte Eficiente Producción:

Cambiar de pozos horizontales en frío a sistemas combinados: Pozos horizontales con inyección de calor asistido. Uso de tecnología de pozos duales (uno para inyección, otro para producción). Implementar automatización y digitalización de campos para monitoreo en tiempo real. Transporte:

Mantener el uso de oleoductos acondicionados para mezclas extrapesado + diluyente. Considerar transporte por barcazas en ríos (Orinoco) para reducir costos en zonas remotas. Evitar el transporte de crudo sin mezclar: el crudo extrapesado puro no tiene valor comercial. 5. Transformación y Comercialización en Venezuela Objetivo: Añadir valor en territorio nacional.

Propuestas:

Construir mejoradores o mini-refinerías modulares en la Faja para producir: Crudo de 16–22° API (Merey mejorado). Crudo sintético de 30°+ API (como el proyecto Petromonagas). Exportar productos refinados (diésel, nafta) en lugar de crudo pesado, obteniendo mayores márgenes. Crear un mercado interno de diluyentes mediante la producción de nafta en refinerías optimizadas. Comercialización:

Ofertar crudos mejorados a precios competitivos a mercados como China, India y Rusia. Firmar contratos de largo plazo con pagos en bienes o servicios (ej. tecnología, alimentos). Usar criptoactivos o monedas alternativas para evitar sanciones financieras. 6. Modelo de Inversión y Asociación Público-Privada Recomendaciones:

Atraer inversión mediante contratos transparentes y estables, con garantías legales. Establecer zonas económicas especiales en la Faja con beneficios fiscales. Formar joint ventures con empresas con experiencia en crudos pesados (ej. CNPC, Rosneft, Sinopec), pero con participación mayoritaria del Estado. Incluir cláusulas de transferencia de tecnología y empleo local. 7. Sostenibilidad Ambiental y Social Implementar captura y almacenamiento de CO₂ en proyectos con inyección de gas. Monitorear impacto ambiental en el Orinoco. Invertir en capacitación de ingenieros y técnicos venezolanos. Destinar parte de los ingresos a desarrollo regional (Guarico, Anzoátegui, Monagas). Conclusión y Recomendaciones Finales Las reservas de petróleo extrapesado de Venezuela son potencialmente transformadoras para la economía nacional, pero solo si se abordan con una estrategia moderna, tecnológica y soberana. No basta con extraer el crudo; se debe transformar, optimizar y comercializar con valor agregado.

Recomendaciones clave:

Invertir en I+D para desarrollar tecnologías que eliminen el diluyente. Obligar el uso de métodos de recuperación mejorada (EOR) en todos los campos. Reactivar proyectos integrales con mejoradores y ciclos cerrados de diluyente. Producir diluyente nacional (nafta) para reducir dependencia externa. Añadir valor en Venezuela mediante mejoradores y mini-refinerías. Atraer inversión estratégica con marcos legales claros y transferencia de tecnología. Crear un modelo sostenible que combine rentabilidad, soberanía y responsabilidad ambiental. Con una visión de largo plazo, Venezuela puede convertir su mayor recurso en un motor de desarrollo, empleo y estabilidad económica, sin depender exclusivamente del precio internacional del crudo.

Firma: Equipo de Análisis Energético Estratégico Basado en datos técnicos, análisis de DeepSeek y evaluación independiente del sector petrolero venezolano. Fecha: 29 de agosto de 2025

NOTA FINAL DE EDMUNDO SALAZAR

Aún cuando los análisis de las tres inteligencias artificiales que he consultado nos dan una amplia gama de recomendaciones y análisis del desarrollo de las reservas de Petróleo Extrapesado, lo cual fue mi interés, son tres enfoques que, al menos, para mi, dan algunas ideas a los tomadores de decisiones en el ALTO GOBIERNO y donde pueden ver que las Reservas de Extrapesado ofrecen una serie de retos. En ese sentido, todavia, no se han resuelto, y que para llevar a Venezuela a niveles de producción entre 2 y 4 millones de barriles por día, como sería el cambio de paradigma tecnológico para su explotación y las grandes inversiones que se requieren. No debemos seguir diciendo o creyendo que las Reservas de Extrapesado son, como dijo una experta por ahí, que es una laguna de petróleo que solo haría falta meter una manguera y extraer fácilmente el petróleo.

SUPERBIGOTE, también, debo decir que no todo lo que dicen las inteligencias artificiales tengan que ser tomadas sin un análisis mas detallado, que dependen de otras situaciones que solo Clark Maduro conoce. Pero de que ayuda, no hay duda.