Para responder algunas preguntas y atender algunas inquietudes, trataremos de explicar de la manera más sencilla posible, sin alejarnos mucho de la rigidez de lo técnico, algunos términos comúnmente usados por quienes estamos en el medio petrolero pero que no le son de uso común a la mayoría de las personas y a muchos de nuestros lectores.
Al final creemos que todo redundará en la mejor comprensión de la situación petrolera, en especial, en lo referentes a los volúmenes de producción. Comenzaremos por definir cuatro términos importantes:
Capacidad de Producción o Máximo Potencial de Producción: Este término se usa para definir el máximo volumen que se pudiese producir en un momento determinado, bajo condiciones especiales y en un lapso perentorio. En los tiempos de la PDVSA “azul”, era un número importante usado como referencia para establecer topes, mostrar fuerza en la OPEP y referencia para medir eficiencia, lo cual explicaremos en las próximas líneas.
Capacidad de Producción Disponible o Disponibilidad: Cada mes las empresas petroleras deben preparar sus programas de mantenimiento operacional que incluye estaciones de flujo, líneas de producción, plantas de gas, pruebas de pozos, mediciones de presión de yacimientos, cierre de pozos en ciclos de vapor, pozos reparables, servicios, etc. La sumatoria de todos los barriles afectados por estos programas o planes, constituyen la producción diferida, es decir barriles que temporalmente no estarán disponibles en el lapso previsto. La medida de eficiencia siempre se basa en mantener el % disponible lo más cerca posible al potencial, término explicado. Vale decir presentar una capacidad de producción disponible entre 95% y 92% del potencial resulta ser un número adecuado y aceptado. Claro, en esta PDVSA “roja rojita”, nos atreveríamos a asegurar que nadie lleva ese control, por lo tanto se produce lo que se pueda y cuando sea posible. “Como va viniendo, vamos viendo”’.
Producción: Como es obvio resulta ser el número objetivo que se fija atendiendo a la disponibilidad; al manejo de los inventarios; el consumo interno; mínimos operacionales; las exportaciones y posibles restricciones por acuerdos externos, como solían ser los de la OPEP, etc.
Declinación: Los yacimientos de hidrocarburos producen básicamente por estos mecanismos: comprensibilidad o expansión de las rocas; empuje de hidráulico o de expansión de la capa de gas y segregación gravitacional. Todos ellos aportan las energía necesaria para que los fluidos gas y/o petróleo que se encuentran en el yacimiento fluyan o se desplacen hacia el pozo, por medio del cual, se trasladaran hasta la superficie. En todos ocurre entonces, a medida que se produce el fluido, una pérdida de energía reflejada en una caída en la presión del yacimiento que llamamos declinación energética del yacimiento y que puede predecirse con cierto grado de precisión considerando para cada caso mecanismo de producción del yacimiento, grado de agotamiento, tipo de crudo y proceso vinculado a la producción. También existe otro componente que ocurre por el desgaste mecánico de los equipos instalados en los pozos o por circunstancias propias de la operación como por ejemplo acumulación de arena del yacimiento en el pozo, taponamiento de tuberías, acumulación de asfaltenos en líneas de producción, fugas en líneas, daños del yacimiento, etc., lo cual definimos como declinación mecánica.
Con estos conceptos básicos, resulta más fácil entender porque es absolutamente imposible que la producción de PDVSA se hubiese podido mantener en los niveles que por años mantuvo como cifra oficial Rafael Ramírez, nefasto personaje. También desde hace años un grupo de profesionales habíamos venido pronosticando la debacle de los crudos livianos-medianos, en la capacidad de producción de PDVSA. Yacimientos que perdían energía, es decir presión y cuyos programas de manteamiento o de recuperación suplementaria fueron suspendidos o cerrados por decidida, desconocimiento y/o falta de inversión. Se dejó de inyectar agua y/o gas en los yacimientos del Lago y del Norte Anzoátegui y Monagas, fuentes primordiales de estos tipos de crudo. Se concentraron en la explotación irracional de la Faja y crudos pesados circundantes. Hasta que lo previsible llegó. Se acabó el liviano-mediano que usaban como diluente para producir los pesados y extra pesados. No se construyó ningún mejorador en la Faja, al contrario la capacidad de mejoramiento ha mermado. Entonces impulsaron el Plan B. Comenzaron a usar diluentes provenientes de productos intermedios de las refinerías: gasoil, nata pesada, etc., hasta que ocurrió lo previsible. La falta de manteamiento, la negligencia y la desidia instaladas en las gerencias de las refinerías, dieron al traste con el plan B. Las refinerías nacionales operan hoy, en el más optimista de los pronósticos al 60%. Ante la desgracia, iniciaron el Plan C. Empieza la compra masiva de crudos livianos y nafta pesada en el mercado internacional, Nigeria, Argelia, EEUU, Rusia, Irán, etc., hasta que los volúmenes hacen inmanejable la operación y se agota el dinero para comprar. Recordamos nuestra denuncia sobre los buques fondeados en Curazao, en Aruba y otros puertos del Caribe, como el de San Eustaquio, esperando el pago. Se recurre a CITGO y las compras se hacen desde los EEUU. Pero ahora, para completar la locura, se intenta comprar la Refinería de Aruba para ser usada como un mejorador de crudo pesado y extra pesado que, de seguro, se convertirá en un pesado karma de cara al futuro y que podría, además, esconder un nuevo guiso aderezado por la corrupción.
Pero aquí no terminan las calamidades. El anuncio de las empresas de servicios petroleros más grandes del mundo, Schlumberger y Halliburton de reducir al mínimo sus operaciones en Venezuela por falta de pago, situación que ocurre ne todas las empresas del Sector y que terminarán por recudir también la mínimo sus servicios, tiene dos aristas. La respuesta irresponsable e inaceptable del Eulogio Del Pino “otros lo harán”, y la otra que nos permitimos alertar: el desplome de la capacidad de producción. En este punto, existe consenso, no así en la magnitud de la caída. Muchos colegas y amigos son aún más drásticos que los números que nos permitiremos compartir. Uno de ellos expresa que: “Sin el concurso de las contratistas, no es exagerado hablar de 60% de declinación anual, lo que significaría perder 1.62 mm bppd, en un año. Es decir unos 135.000 bppd/mes”. Para sus cálculos, el colega y amigo, parte de una producción supuesta de 2 millones 700 mil barriles por día, al mes de mayo de 2016, motivo por el cual según su previsión la producción a fin de año 2016 podría estar en 1millon 800 mil barriles por día (por cierto, nivel que recibimos en 1975 al producirse la estatización de la industria). Desde nuestra perspectiva la máxima producción actual se ubica en 2 millones 350 mil barriles diarios (MBD) y por los efectos de declinación, deficiencia de inversiones, manteamiento y servicios, agravados por la reducción de la actividad de las empresas del sector, la producción a fin de año 2016 será de un 1 millón 900 mil barriles diarios, promediando el semestre 2 millones 100 mil barriles por día. Con base a estos números, ayer estimamos ingreso de unos 8 mil millones de dólares, suponiendo un optimista 40 $/B para el crudo venezolano (pensamos un eufemismo llamar Cesta Venezuela) en promedio para el semestre. Nos atrevemos, incluso, entendiendo que hay un margen de error a construir esta pequeña tabla:
Semestre Julio – Diciembre 2016
Producción Promedio Venezuela: 2 millones 100 MBD
Crudo Refinación Mercado Interno: 600 MBD
Crudo China (esquema deuda diferida): 350 MBD
Crudo acuerdo India: 120 MBD
Crudo mercado EEUU: 780 MBD
Crudo Cuba/Petrocaribe: 140 MBD (no incluye productos)
Sub Total: 1millon 990 MBD
Mercado Ocasional-Bielorrusia, etc: 110 MBD
Si asumimos como crudo que se paga lo enviado a EEUU e India, más una poción del mercado ocasional, Bielorrusia y Petrocaribe, estimamos que la base de ingreso se fundamenta en 1 millón 100 mil barriles por día. Lo cual significa al optimista precio de 40 $/B un ingreso bruto de 8 mil millones dólares en el semestre. Lo aterrador es que, a ese ingreso bruto, deben descontase: costos de importaciones de crudo y productos diluentes y para mercado interno; costo de producción (porción en dólares +/- 14 $/B, conste que todo el crudo cuesta producirlo, aunque no impliquen ingresos como es el caso de China, Cuba, etc.); pago de fletes para mantener competitividad caso India y China, etc., etc., etc.
Sin duda, un cuadro nada alentador y cuyo mayor impacto con relación a la producción declinante se verá en los próximos años, de no tomar acciones inmediatas. Siéntanse libres de construir sus propios escenarios, pero tenemos la certeza que ninguno sera alentador, si no cambiamos el modelo político y por ende también, nuestro modelo económico.
Por Horacio Medina / Ingeniero petrolero. Ex Gerente de Convenios Operativos de Exploración Y
Producciónde PDVSA
Publicado en La Patilla: http://www.lapatilla.com/site/2016/05/16/comprendiendo-la-situacion-actual-de-la-industria-petrolera-venezolana/
