A partir de 2016 ha habido desde PDVSA, una política de poca transparencia. No fluye la información que rigurosamente debería fluir desde nuestra corporación petrolera hacia sus principales accionistas; los ciudadanos Venezolanos. Esa política de no informar y no rendir cuentas de su gestión, tiene componentes de ilegalidad que hasta ahora ninguna institución del estado Venezolano ha decidido a abordar. La imposición inconsulta de la ley antibloqueo cae como anillo al dedo para naturalizar decisiones y acuerdos tras bastidores, sin control, ni la intervención de institución alguna.
Pero los precios del barril han repuntado, dando un nuevo aliento a la industria petrolera global y PDVSA entre ellas tiene mucho potencial. Pero el inversionista con bolsillo profundo, más allá de la retórica barata quiere ver datos sólidos que garanticen el retorno de su inversión. El inversionista avezado quiere ver seguridad jurídica, instituciones confiables y sobretodo quiere entenderse con interlocutores validos que hablen su mismo lenguaje. Desafortunadamente con nada de ello cuenta PDVSA, ni Venezuela. Ambos; gobierno y PDVSA, tienen mucho que trabajar para mejorar su imagen y sobretodo su credibilidad.
Como veremos en lo adelante, el plan de Tareck y Asdrúbal es un saludo a la bandera. No es técnicamente realizable dentro de la ventana de tiempo prevista, luciendo más como una cortina de humo para ganar tiempo, al igual que lo hizo su predecesor Quevedo.
Para posicionarnos en el escenario actual, PDVSA produjo al cierre de Enero’2021 unos 487.000/484.000 BPD (formato OPEP directo/secundario), con lo cual la producción de gas estaría en el entorno de 2.100 MMPCD, mientras que la exportación abonaba unos 544.000 BPD, promovida por una mayor disponibilidad de inventario.
Entre el cierre de 2017 a la entrada de M. Quevedo y Enero’2021, la composición de la producción de crudo ha cambiado diametralmente. Para Diciembre’2017 el volumen proveniente de la Faja Petrolífera del Orinoco constituía el 51%, mientras que en la actualidad ronda el 67% @ 72%. Dicho cambio impacta adversamente los volúmenes de producción de gas nivel nación, reduciéndolos considerablemente. Para compensar dicha caída, PDVSA ha estado destruyendo activos de crudo Premium como los de Norte de Monagas y Lago desinflándoles, así como descontinuando proyecto de inyección, con el fin de maquillar infructuosamente el desplome en la producción de gas.
El Predecesor Quevedo:
Entre Diciembre 2017 y semanas antes de su expulsión de PDVSA, Quevedo había informado a la prensa no menos de 13 distintas versiones de supuestos planes y estrategias de recuperación de producción. Apenas llegado en Noviembre’2017 y sin tener la minima idea del negocio petrolero, Quevedo ofrece elevar la producción hasta los 2.900.000 B/D para el cierre 2018. De allí en lo adelante, presentaba un nuevo plan cada 2 @ 3 meses [https://www.aporrea.org/energia/a283456.html].
En Agosto’2018 con un Quevedo envestido en poderes extraordinarios [decreto #3.368], se firman 14 acuerdos de servicios conjuntos con 7 empresas: Well Services Cavallino C.A; Petrokariña C.A.; Helios Petroleum Services C.A.; Shandong Kerui Group; Consorcio Rinoca Centauro Karina; Consorcio Petrolero Tomoporo y Venenca, con el objetivo de aumentar en 660.000 BPD la producción de crudo. Todas excepto una, empresas de maletín, con poca o ninguna trayectoria en la operación de activos de producción petrolera y gasífera.
Para la fecha de la firma de dicho acuerdo en Agosto 2018, la industria producía 1.448.000 BPD de crudo y unos 6.000 MMPCD de gas, a la salida de Quevedo la producción se había derrumbado hasta 865.000 BPD y 3.600. MMPCD de gas. Todas las empresas fallaron en su objetivo.
Las múltiples promesas de M. Quevedo para rescatar producción, no dieron ningún fruto y lo cierto es que a su salida se dejaron de producir 972.000 BPD, nuestras refinerías apenas producían al 10% de su capacidad y Venezuela había dejado de exportar cerca de 323.000 BPD.
Más planes; Le juramos presidente:
Los mentirosos son siempre los más proclives a jurar, decía el dramaturgo Vittorio Alfieri.
En una alocución reciente desde la sede de PDVSA en la Campiña, un titubeante e inseguro ministro de petróleo lee errático detalles que según el [https://twitter.com/einsteinmillan/status/1363221699387351043?s=11], forman parte del plan de rescate de producción propuesto para 2021, jurándole incluso a N. Maduro que para el cierre de año la industria petrolera Venezolana estará produciendo 1.508.000 BPD y 6.000 (y no 6 como el asegura) millones de pie cúbicos por día de gas (MMPCD).
Nadie sabe a ciencia cierta quien dirige PDVSA, aunque todo el mundo sospecha que definitivamente no es Asdrúbal. Lo cierto es que durante la gestión de T. Aissami y A. Chávez se han dejado de producir hasta Enero’2021 unos 378.000 BPD desde la instalación de la comisión presidencial en Febrero’2020.
Por mal praxis operativa se han suscitado múltiples derrames, accidentes y ilícitos ambientales. Se han destruido instalaciones medulares que luego han intentado encubrir con descabelladas teorías de conspiración [https://www.aporrea.org/energia/a297012.html]. Se han abandonado campos completos a la merced de los cuatreros y ladrones, hasta el punto de abiertamente transitar por calles y avenidas con camiones cargados de valiosos componentes de nuestra industria llevados para negociar como chatarra [https://twitter.com/einsteinmillan/status/1360568240464924676?s=11].
Pero aun así, un ministro de petróleo que titubea incluso al leer. Que desconoce del negocio petrolero y que en realidad no comprende el lenguaje y las implicaciones de lo que esta leyendo, le jura a Maduro que en 2021 recuperará la producción hacia 1.508.000 BPD y 6.000 MMPCD de gas.
Planificar es un arte que cuando se hace sin fundamento, puede producir cualquier resultado, menos el esperado. En cuestión de pocos meses Tareck ha presentado dos versiones de un mismo plan de producción. Apenas se sentaba al frente del MENPET [https://www.infobae.com/america/agencias/2020/10/22/venezolana-pdvsa-estima-un-precio-de-exportacion-del-petroleo-de-35-dolares-por-barril-en-2021/], cuando ya se aventuraba a prometer producir 1.800.000 (en realidad 1.829.000) BPD para 2021. Ofrecía elevar producción a 12 meses en 1.289.000 BPD ya que para el momento PDVSA producía 540.000 BPD OPEP directo.
De acuerdo a la distribución de esfuerzos considerada en dicho plan, el 52% seria con esfuerzo propio, 48% empresas mixtas (EM) y 4% de acuerdos de servicios conjuntos (ASC) [https://www.aporrea.org/energia/a296738.html]. Tomando como referencia dicho plan y aplicando la misma relación de esfuerzo a la “nueva” versión” del plan de Tareck/Asdrubal de 1.508.000 BPD, el mismo propone elevar en 1.021.000 BPD la producción al cierre de Enero’2021. Considerando la composición de la producción actual y contrastándola con la propuesta cierre de 2021, el volumen esperado a producir de la FPO totalizaría unos 871.000 BPD, mientras que el resto provendría de las áreas tradicionales, costa afuera y Anaco gas.
Centrándonos en la FPO, al nivel de producción de 871.000 BPD se requerirían unos 30 @ 40 taladros activos, solo para compensar la declinación natural de producción estimada conservadoramente en un 17% @ 22% anual, aparte del elevado ciclo operacional de servicios a pozos. En función de lo anterior, por ahora la capacidad financiera de PDVSA y ASC no es capaz de cubrir dicha necesidad de capital, limitándose a pequeñas intervenciones, mientras que los socios con piso financiero en la EM son evidentemente limitados, tanto para el caso de la FPO como para el caso de Lago y NDM donde es más intensa la demanda de capital por el tipo de operaciones y la madurez de los activos.
Sabiendo que en la actualidad no se cuenta con taladros activos de perforación alguno, se considera que en principio dicho plan posee un grueso componente de servicios (snubbing+guaya+CT+otros) a pozos.
Para satisfacer dicho plan PDVSA debe crecer a razón de 85.100 BPD por mes. Para el caso especifico de la FPO cuya meta es de 871.000 BPD a finales de 2021, una vez que se incorpora el efecto de la declinación, desaparecen entre Enero-Diciembre’2021 unos 255.000 BPD de la volumétrica prevista, reduciendo la cifra final país desde 1.508.000 BPD a 1.253.000 BPD.
Tanto para la FPO como para el resto de los activos, sin el CAPEX necesario, sin la experticia requerida y sin equipos de perforación activos, la poca probabilidad de éxito es despreciable. Para las áreas tradicionales, Anaco Gas y costa afuera, al igual que para la FPO, el estado de deterioro de la infraestructura, la escasez de equipo, personal calificado y bajas expectativas de eficiencia operacional, constituye una severa amenaza.
A Enero’2021 la contribución de las áreas tradicionales de oriente, occidente, más costa afuera sumaba apenas 204.000 BPD, mientras que la visión del “nuevo plan” presentado a Maduro considera la entrada de 638.000 BPD desde dichas áreas; es decir unos 434.000 BPD adicionales a dicha producción.
Aceptando que se disponga del capital, que se incorporen taladros de perforación y se ejecuten los desembolsos necesarios, las acciones correctivas, la planificación, ejecución, el “debottlenecking” y comisionar estas facilidades y procesos conexos a las operaciones de producción, excedería Q2’2021 siendo conservadores, desfasando las metas mas allá del cierre de año.
Solo con la entrada de capital y operaciones de servicios a pozos, pero sin la incorporación sustancial de taladros de perforación, ni las acciones de infraestructura, nuestra visión apunta a una producción realizable aunque no sostenible de 750.000 BPD y 800.000 BPD para una producción de gas en el entorno de 3.100 MMPCD al cierre de 2021, representando un cumplimiento de cerca del 50% de la oferta inicial.
Mediante la combinación de trabajos de infraestructura, servicios a pozos y la incorporación de unos 30 @ 40 taladros activos es posible elevar al corto plazo cierta producción adicional desde 850.000 BPD hacia 1.250.000 BPD hacia mediados de 2022, impulsado por el gran inventario de pozos inactivos esperando intervención. Sin embargo, de no contar con actividad de taladro y “deblottlenecking” de la infraestructura, ello no seria viable ni sostenible.
En el escenario actual de precios y operaciones al alza, la disponibilidad de taladros será cada vez más escasa. Movilizar ese número de taladros tomará tiempo, como también lo hará el atender los entuertos en la infraestructura. Ello pudiera estar desfasando unos 3 @ 6 meses más las operaciones, aunque se podría en el ínterin activar ciertos servicios a pozos sin taladro, dando la sensación de cierta mejora en la producción. Pero solo la incorporación de taladros y la atención a las áreas de “midstream” llevarán nuestra volumetría hacia el alza sostenida por sobre el millón de barriles día @ 2022.
A nuestro juicio y por lo expuesto anteriormente, es poco probable que se sumen empresas de alto calibre a dicha aventura bajo las circunstancias-país prevalecientes, menos aun con la perturbación creciente desde la oposición, por lo que pareciera que la propuesta de Tareck/Asdrubal no será satisfecha.
Einstein Millán Arcia: Asesor Petróleo y Gas “Upstream”/Estudios de Especialización a nivel de doctorado en flujo de fluido en medios porosos – The University of Oklahoma, 1991 / Master of Science Petroleum Engineering – The University of Oklahoma, 1990 / Ingeniero de Petróleo Universidad de Oriente, 1979. Ha publicado y presentado en diversas revistas y conferencias internacionales más de 12 trabajos especializados en materia de Petróleo y Gas. Ha escrito más de 300 artículos de opinión y sido citado en materia de petróleo y gas en: spglobal.com, aporrea.org, NoticiasVenezuela.org, Plattsblog, Oilpro.com, las armas de coronel, Vanguardia de España, segurosybanca.com, The Slush Pit (Oklahoma Oil & Gas News), Energy Economist, Kaieteur-news & Stabroeknews Guyana, Sputnik-news y Los Ángeles Times.
@EinsteinMillan
