sábado, 13 de septiembre de 2014

¿Por qué PDVSA tiene que importar crudo de Argelia?

Nuestras mayores reservas de petróleo que son a su vez las mayores reservas probadas de crudo del planeta, son de crudos pesados y extrapesados, muy denso, tanto, que usted llena un Balde con ese petróleo y lo voltea y tardará horas en salirse, o sencillamente se hunde en el agua, contrario al crudo liviano que flota; esa densidad se mide en grados API (American Petroleum Institute) y el nuestro está entre 7° y 8° API, lo que hace imposible bombearlo a los terminales de exportación sin diluir.
 
• Clasificación del crudo según API
 
• Crudos Livianos 30-40°
• Crudos Medianos 22-29.9°
• Crudos Pesados 10-21.9°
• Crudos Extrapesados Menos 10°
 
La producción de crudo pesado se venía haciendo en los campos del estado Anzoátegui desde hace varios años, antes de hablarse de la faja del Orinoco, de hecho, la antigua CORPOVEN construyó facilidades en Bare, Centro Operativo Bare (COB), localidad al sur de la Ciudad de El Tigre, Distrito San Tomé, de PDVSA, donde se mezclaba el crudo extrapesado 7° a 8° con crudo 30° API, denominado “mesa”, por ser extraído en la Mesa de Guanipa, esa mezcla daba un resultado de 16° API denominado “Merey” que por ser menos denso podía ser bombeado por un oleoducto de 30” y 148 Km hasta Patio de Tanques Oficina (PTO) y de ahí rebombeado por un oleoducto de 42” y 150Km aproximadamente, hasta el Terminal de almacenamiento y embarque Jose (TAEJ) en el Complejo Petrolero y Petroquímico José Antonio Anzoátegui, y de ahí, a los barcos tanqueros.
 
 
Con un barril de crudo bajo los doce (12) dólares y una necesidad de aumentar la producción y con el dilema de endeudarse para invertir o abrir el riesgo a inversores foráneos, PDVSA decidió e implementó entre 1986 y 1987 lo que se denominó la “Apertura Petrolera” con sus esquemas de convenios operativos para la reactivación y explotación de áreas nuevas y asociaciones estratégicas para la producción, tuvo como uno de sus objetivos principales el control de la producción y comercialización de los crudos pesados de la Faja del Orinoco.
 
 
En el marco de las asociaciones estratégicas se formaron cuatro empresas mixtas: PETROZUATA, CERRO NEGRO, SINCOR Y PETROLERA AMERIVEN, empresas que construyeron los emblemáticos mejoradores de crudos pesados asentados en el Complejo Petrolero y Petroquímico José Antonio Anzoátegui, en Jose y sus facilidades al sur de ese Estado. PDVSA aportó como capital facilidades ya existentes, como el oleoducto 30” COB-PTO, el oleoducto 42” PTO-TAEJ. La inversión para la construcción de los mejoradores, perforación de pozos y otras facilidades corrió por parte de las empresas socias. La asociación tenía un límite de 30 años en unos casos y 35 años en otros, al final del periodo contratado, la totalidad de las acciones de la sociedad anónima constituida, o los activos que eran propiedad común de las partes, serían transmitidas en propiedad a PDVSA.
 
PETROZUATA: Fue la primera de las asociaciones estratégicas en las que PDVSA participó junto a CONOCO, que posteriormente se fusionó con PHILLIPS PETROLEUM. En la distribución accionaria CONOCO mantenía el 50,1% y la estatal venezolana el 49,9% restante. Fueron invertidos más de 2.200 Millones de dólares americanos (US$). El área operativa consta de 22.560 hectáreas en Zuata, en la ribera norte del Orinoco, Estado Anzoátegui, donde se proyectó perforar más de 500 pozos horizontales y recuperar de 1.500 a 2.000 millones de barriles de crudo extrapesado en 35 años, trabajando a una capacidad inicial de 30.000 barriles por día (bpd). Llegó a superar los 120.000 bpd y generaba unos 102.000 bpd de crudo sintético de 22 grados API. Utiliza el proceso de coquificación retardada para el mejoramiento del crudo. Arrancó la producción de crudo sintético en septiembre de 1998, hoy su producción lastimeramente ronda el 50% de su capacidad.
CERRO NEGRO: Es la asociación de PDVSA (41,67%) con ExxonMobil (41,67%) y Veba-Oil (16,67%) para mejorar el crudo extrapesado del área de Cerro Negro y llevarlo a 16 grados API. Se realizó con una inversión total de $1.900 millones para extraer unos 120.000 bpd, crudo extrapesado, que alcanza unos 108.000 bpd de petróleo mejorado o sintético, de los cuales 90.000 bpd eran enviados a la refinería de Mobil en Chalmette, Louisiana en EE.UU. y el resto a la refinería de la Veba en Gelsenkirchen, Alemania. PDVSA era copropietaria de ambas refinerías.
SINCRUDOS DE ORIENTE, SINCOR (Ahora PETROCEDEÑO): Se inició con la alianza estratégica de PDVSA (38%) con la francesa, Total Fina Elf (47%) y la noruega Statoil (15%). Necesitó una inversión total superior 4.400 millones de dólares con diseño para la extracción de 250.000 bpd de crudo de 8-9 grados API, para la producción de 190.000 bpd de petróleo sintético de 32 grados API y de bajo contenido de azufre, azufre esté que junto con el coque con alto contenido de metales pesados son subproductos de las cuatro (4) plantas mejoradoras y que hoy bajo el control de PDVSA no se consigue que hacer con ellos, así vemos crecer a la orilla de la autopista de oriente, frente a los mejoradores una extraña montaña de coque y al interior del complejo petrolero y petroquímico montañas amarillas de azufre, que volatizados son arrastrados por el viento contaminando la población de Puerto Piritu y aledañas y arrastrados también por las lluvias al mar caribe.
PETROLERA AMERIVEN (HOY PETROPIAR): Fue la última de las operadoras de las cuatro asociaciones estratégicas que formó PDVSA para la explotación del crudo extra-pesado de la Faja del Orinoco. En esta sociedad participo PDVSA con (30%) y las estadounidenses Conoco-Phillips (40%) y Chevron-Texaco (30%). Esta asociación es también conocida como proyecto Hamaca, porque así se llama el área de la Faja donde están ubicados los yacimientos adjudicados a esta empresa. Inicialmente, la asociación contaba también con la participación de Arco, quien se retiró a mediados de 1999, luego de ser absorbida por BP Amoco.
La empresa tiene como propósito la extracción del crudo extrapesado del área de Hamaca (crudo de aproximadamente 8-9 grados API) el cual es diluido en nafta para luego ser transportado hasta una planta de coquificación retardada en Jose que permite su mejoramiento hasta 26 grados API. Se trata de un proyecto que fue concebido para realizarse en un período de 35 años y contempló una inversión superior a los 4.000 Millones de dólares americanos. El convenio de asociación se firmó en julio de 1997; en mayo de 1998 se comenzó con los estudios de suelo y a mediados del año 1999 comenzó con la licitación de los paquetes de ingeniería, procura y construcción. En el año 2000 la adjudicación del contrato IPC al consorcio liderado por Fluor Daniel y la empresa venezolana Inelectra. Estos contratos IPC contemplaron más de un 60% de contenido nacional y con ellos se incentivó la participación de las empresas domésticas.
En 2003 PETROLERA AMERIVEN inició las pruebas de arranque del mejorador en Jose ingresando 250.000 barriles de crudo liviano provenientes del norte de Monagas, con una conexión temporal de 20”, realizada en el oleoducto 30” PTT-TAEJ en las inmediaciones de la estación de bombeo de diluente, Palmichal, (cuando está interconexión fue realizada Patio de Tanques Travieso, PTT, bombeaba un poco más de 1.000.000 bpd, hoy no llega a los 800.000 bpd). Posteriormente AMERIVEN recibió la nafta 54° API e inició el bombeo de ésta a Bare 10, para mezclarla con el crudo extrapesado (8°API) e inicio el bombeo de crudo diluido hasta el mejorador, ahí por destilación atmosférica y al vacío, se separa la nafta por el mencionado proceso de destilación donde se recupera el 100% de está, entonces es nuevamente enviada a Bare10 iniciando de nuevo el ciclo continuo de producción hasta superar los 200.000 bdp, de petróleo sintético 26° API.
DEL ÉXITO A LA DEBACLE.
El plan de la “Apertura Petrolera” estimaba incrementar la producción de petróleo en 450.000 bpd con una inversión foránea que superó los 12.000 millones de dólares americanos. Ese estimado de producción fue superado, incrementándose la producción en más de 600.000 bpd, con asociaciones que estaban limitadas a 35 años, pasando en ese plazo, a propiedad de PDVSA sin erogación o pagos adicionales toda la infraestructura de producción construida. En el caso de los convenios operativos, éstos estaban limitados a 20 años y circunscritos a recuperar producción de campos que ya habían sido abandonados por PDVSA por la baja producción y los altos costos de producción que arrastraba la estatal.
Se hicieron tres rondas de licitación, el interesado en operar el campo ofrecía una entrada, un pago inicial para optar a operar. Es emblemático el caso de El campo Dación, en el estado Anzoátegui, que fue adquirido por la empresa británica Lasmo, con un aporte de 453 millones de dólares, durante la tercera ronda de junio de 1997. Para entonces producía unos 13.000 barriles diarios de crudo, la nueva operadora subió es producción y cuando el campo fue absorbido por las empresas mixtas, bombeaba 55.000 barriles diarios, hoy esa producción está bajo los 25.000 bpd.
Campo Oritupano-Leona, ganado en licitación por la Argentina Perez-Companc, adquirida luego por la Brasilera Petrobras, entonces producía 1500 bpd, cuando el campo fue absorbido por las empresas mixtas bombeaba 45.000 barriles diarios, hoy otra vez bajo control de PDVSA no alcanza los 9000 bpd.
Los primeros barriles de petróleo salidos de los mejoradores PETROZUATA, CERRO NEGRO Y SINCOR trajeron una nueva estrategia de comercialización, ya que ese petróleo no es exactamente crudo porque ya fue mejorado, extrayendo el azufre, sal y metales pesados, por lo tanto no podía entrar en las cuotas de producción pautadas con la OPEP, que se refiere a producción de crudo y enviadas a nuestras refinerías de CITGO en USA y Veba Oil en Alemania. Era también considerado “consumo interno”, producción destinada a nuestras refinerías.
El paro petrolero de 2002 indudablemente impactó los niveles de producción, muchos pozos fueron cerrados durante el paro y generalmente, ocurre que al parar un pozo, estos son afectados en su producción; sólidos, arena, asfáltenos obstruyen los canales de donde fluye el petróleo. Después, al reiniciarse las operaciones el personal que quedó no era el de la experiencia para recuperar realizando las labores adecuadas, 22.000 trabajadores de los más capacitados fueron echados públicamente, muchos de esos ingenieros, técnicos, operadores fueron a trabajar a las empresas operadoras y asociaciones estratégicas, pero al convertir esas empresas en Mixtas, PDVSA exigió que esos trabajadores fuesen echados de ahí. Igualmente se aplicó el apartheid laboral con la lista Tascón y se inició la debacle de producción también en esas empresas.
Lo más resaltante en el caso de las “Asociaciones Estratégicas” con la “Nacionalización Chavista” es que PDVSA tomó el control con 60% de participación pero convirtió en socios de por vida a empresas que estaban limitadas a 35 años y no nos devolverán lo que estaba pautado. De hecho, en la demanda de EXXON-MOBIL por incumplimiento de contrato, PDVSA tendrá que pagar lo invertido por Exxon-Mobil (aproximadamente 900 millones de dólares) y adicionalmente suministrarle crudo por 35 años.
Ciertamente las regalías por la producción de este crudo extrapesado eran de 1%, más 34% de Impuesto sobre la renta, pero la regalía pautada hasta que el precio internacional del petróleo estuviese bajo los 29 dólares por barril; al superar este precio la regalía era aumentada automáticamente a 16% (condición contractual). Cabe también aclarar aquel anuncio de Hugo Chávez autoproclamándose una victoria al haber llevado esas regalías del 1% “pactada por la PDVSA antipatriótica” a 16%, “logro” que no era más que una pauta en el contrato.
Igualmente, en el caso de “Los Convenios Operativos”, convirtió en socios de PDVSA con 40% de participación y sin ninguna inversión a empresas que sólo eran operadoras. Un coctel fatal de desechar el 50% del personal más capaz de la industria petrolera mundial, más de 22.000 ingenieros, técnicos, operadores y gerentes fueron botados públicamente al sonido de un pito y una fanfarria de triunfo, por cierto uno de esos pitazos costó a PDVSA 5 millones de dólares, por la demanda interpuesta por el entonces presidente de CITGO, que al ser despedido públicamente reclamó el daño moral. Adicional a esa desintegración técnica se sumó la desinversión, politización del personal y la absurda asociación con países no petroleros que creó PDV-Caribe y que entrega entre otros, crudo a CUBA, con crédito del 50% a 30 días y el otro 50% restante a 20 años al 1% de interés. Ese crédito, Cuba lo viene pagando con suministro de personal, “médicos”, personal de seguridad, entrenadores deportivos, técnicos azucareros, técnicos cerealeros, especialistas petroleros, técnicos en generación, transmisión y distribución de energía.
El éxito de esta “ayuda técnica” la puede “disfrutar” el común de todos los venezolanos, disfrute resaltante cuando fue declarada la emergencia eléctrica (de la cual aún no salimos), fue traído como asesor el General Cubano Ramiro Valdez y una de sus decisiones fue parar, entre otras, los hornos de colada continua de palanquillas, (fundición continua de acero en forma de barras cuadradas de 100mm x 100mm) de en otros tiempos la acería más grande del mundo, SIDOR y “aprovechar” 1000MW que consumían para enviarla a los centros poblados. Posteriormente las palanquillas (barras cuadradas de acero) que se dejaron de producir fueron suministradas por una acería Cubana, que causó muchos inconvenientes a los fabricantes metalmecánicos nacionales, pues la medida de la palanquilla cubana no es igual a venezolana.
También inició PDV-Caribe el financiamiento de crudo para generación eléctrica y mejoramiento de la infraestructura eléctrica de varias islas del Caribe: St Kitts, Antigua y Barbuda, St Lucia, St Vincent, Grenada y otras, en el marco del ALBA, Alianza Bolivariana de Las Américas, ayudita que se inició con 250 millones de dólares aportados por PDVSA.
Recientemente, un representante del gobierno cubano aseveró que Cuba no debe dinero por suministro de petróleo venezolano, que viene siendo pagado con el suministro de “médicos” y “técnicos”, a razón de un mil (1000) dólares por día cada persona. Esta asesoría cubana los ha convertido en EXPORTADORES DE PETROLEO, del excedente de su consumo enviado por nosotros, de los más de 150 mil barriles diarios que envía PDVSA a la isla, asimismo podría decirse que el régimen cubano también exporta esclavos, ya que cada “medico” o técnico con misión en Venezuela recibe en pago solamente 200 US$ por mes. (Sin embargo, el gobierno cubano cobra 30.000 US$ por cada uno por mes) Es necesario comentar que la “asesoría cubana” ha sido la más costosa del mundo, además de ser la primera vez en la historia de la civilización humana en que un país pobre da directrices a uno más rico. (y poderoso)
¿Pero porque importar crudo argelino o de cualquier otro lugar?
 
Un barril de nafta 54° API, (producto algo más denso que la gasolina o el kerosene) cuesta aproximadamente 120 dólares por barril, si los mejoradores de crudo mencionados anteriormente destilaran apropiadamente según su diseño, esa nafta se recuperaría y sería enviada a los yacimientos y ahí devuelta al mejorador, pero al no destilar apropiadamente, parte de esa nafta se va con ese petróleo sintético que se vende a 90 dólares por barril. Eso nos da una pérdida de 30 dólares por barril; vendes en 90 lo que costó 120. Pero, por qué no parar la producción si por cada barril pierdes 30 dólares? Parar un campo petrolero significa perderlo, los pozos no producirán, lo mismo posteriormente, perforar un pozo nuevo podría costar más de 20 millones de dólares. Ahí la técnica bien conocida por PDVSA de mezclar crudo liviano 30° API con el extrapesado y bombear a los terminales, sin pasar por el mejorador, pudiendo vender esa mezcla como crudo mediano, 16° API.
Eso es lo que se quiere hacer, pero con crudo importado puesto que el crudo 30° API que producimos está comprometido para entregarlo, entre otros, a los cubanos.
La gente de PDVSA lo sabe, si no alcanza el crudo de la Mesa de Guanipa, bastaría abrir la conexión existente en el oleoducto 30” PTT-TAEJ, adyacente a la estación de bombeo Palmichal en Jose y podrían enviar crudo del norte de Monagas, al sur de Anzoátegui; pero esa es una decisión política, de alto gobierno, o de alta entrega de nuestros recursos al invasor cubano.
Todo esto se hace urgente, el 01 de Octubre 2014 está pautada la parada de planta del mejorador PetroCedeño (antiguo SINCOR), ahí, sí o sí, debe ser mezclado el crudo extrapesado con crudo liviano (190 mil barriles diarios aproximadamente, sólo para cubrir la producción de PetroCedeño) no es un dilema, diluir con nafta representa perder 30 dólares por barril porque el mejorador estará parado, entonces, resulta más barato importar ese crudo argelino.
Pero aún más barato, lo soberano, lo conveniente para Venezuela, lo éticamente correcto, lo técnicamente cierto y viable, es mezclar ese crudo extrapesado con nuestro crudo 30° API, de la mesa de Guanipa o del norte de Monagas (que se envía a Cuba), aparte de que ese crudo argelino o de donde venga, terminará de decapitar la moral de los trabajadores de PDVSA que aún aman nuestra otrora exitosa industria.
Esperemos que el nuevo presidente de PDVSA, Juan José Del Pino, del que se sabe es contrario a esa importación, haga valer el criterio técnico y de defensa de nuestra soberanía ante el “alto” gobierno y envíe crudo 30° API del norte de Monagas al sur de Anzoátegui. Pueden hacerlo, así como pararon la caída de producción del Distrito Furrial con gas lift, pero aquí las esperanzas son pocas, porque ese alto gobierno está en Cuba y adicional a ello, a los tesistas de la importación les quedará una buena comisión en la compra y en el transporte de ese crudo argelino.
Ángel Rivero González
Septiembre 12, 2014.