Las incongruencias reflejadas en las cifras de producción y actividad presentadas por el ministro P. Tellechea en Expo-Fedeindustrias son grandes, constituyen una grave vulnerabilidad para nuestro país y reflejan su profundo desconocimiento a cerca de la industria petrolera [ Tellechea: “La información de las refinerías es clasificada y no la puedo decir” | PETROGUIA ].
Asegura Tellechea que la producción de condensado total; es decir de procesos y campo, es de 92.000 BPD actualmente. Dicha cifra es difícil de digerir dado que para el último informe de gestión de PDVSA de 2016 la producción de condensados total era de 105.000 BPD. Pero a diferencia de hoy, la producción nación de entonces cerró en 2.571.000 BPD, con una producción de liviano mediano condensado de 974.000 BPD versus unos 378.000 BPD al cierra de Abril’2024.
Las figuras mostradas a continuación son capturas tomadas del video publicado por el mismo presidente de PDVSA durante su presentación en la mencionada expo feria. Pedimos disculpas por la apariencia de estas.
¿De dónde podría salir semejante cifra de producción de condensados?
De la producción propia no es viable habida cuenta de la composición actual de segregaciones, cuyo contenido de pesados extrapesados supera el 62%. Dichos crudos requieren de dilución para poder producirse, además de una proporción de al menos el 32,4% de dilución fraccional para llevarse a especificación en mezclas y donde el mismo Tellechea reconoce que solo recupera el 22,9% del diluyente de mezcla.
Según nuestros cálculos las distintas corrientes producidas actualmente por PDVSA soportan un producción de condensados por el orden de los 35.000 MBD; sin embargo Tellechea reporta un volumen de 92.000 BPD. Nuestros cálculos fueron deducidos a partir de la proporción histórica de extra pesados, pesados, medianos, livianos, condensados [Xp, X, M, L, C] reflejada en los informes de gestion de PDVSA desde 2003 hasta 2016. Dicho volumen constituye un escenario favorable para la cifra mostrada por Tellechea, dado que antes de 2017 la producción contenía mayor proporción de C/L/M que hoy y la infraestructura estaba mucho mejor mantenida.
Suponiendo que esos 35.000 BPD de condensados [que no es el caso] provienen todos de pozos, los condensados provenientes de procesos necesarios para satisfacer los 92.000 BPD reportados por Tellechea, debería rondar los 57.000 bpd. Esos “57.000 BPD” precisamente se parecen mucho al volumen de diluyente importado que reporta el mismo ministro de 6.600.000 Bbls entre Enero y Abril 2024, lo cual se traduce en ~55.000 BPD.
Aun tomando como cierta la producción de 92.000 BPD de condensados dada por Tellechea, ello significaría que la producción de Abril; por ejemplo, que refleja su propia presentación de 899.000 BPD y que; como el mismo asegura incluye los 92.000 BPD de “condensados”, debió ser reportada a la OPEP como 807.000 BPD y no como 878.000 BPD [899.000-92.000=807.000], a menos que se hayan contabilizado unos 71.000 BPD de condensados en dicha producción reportada como crudo [807.000+71.000=878.000].
Ello nos lleva a concluir que algo está definitivamente fuera de contexto en las cifras que muestra el presidente de PDVSA. O todas las cifras de la presentación están erradas, o la producción reportada a la “OPEP directa” no es la correcta, o la producción de condensados está sobredimensionada, o la producción de Abril de 899.000 BPD y el resto de ellas, son incorrectas.
En consecuencia, el volumen de condensado que el mismo ministro de petróleo y presidente de PDVSA pública y asegura que incluyen las cifras de producción por el mostradas, podría presuponer una grave violación a la normativa de la OPEP dado que como ustedes bien saben, por un lado los hidrocarburos condensados no forman parte de la producción reportada como crudo, sino como NGL’s o líquidos del gas natural, mientras que por el otro lado podría implicar la incorporación de diluente no producido por PDVSA como producción propia. El ministro debería urgentemente profundizar en la explicación para despejar dudas cuanto antes al país.
La recuperación de la producción
En cuanto a las cifras de producción, no hay duda que San Chevron se ha llevado el 95% de los méritos del alza de producción que ha habido entre Enero’2023 y Abril’2024.
La tabla anexa muestra la producción reportada por PDVSA a la OPEP-directa, así como las cifras publicadas por Chevron sobre su producción en los activos que opera en Venezuela. La cifra de Expoindustria al 1-12023 fue derivada utilizando la misma relacion entre OPEP directo/Expoindustria del 1-4-2024; un escenario que en todo caso favorece las cifras de Tellechea. De allí se concluye que entre Enero’2023 y Abril-2024, la transnacional ha generado cerca del 95% del aumento de volumen observado en dicho periodo; sin embargo, se ha venido ralentizando su crecimiento por falta de actividad.
Faltando 7 meses para fin de año Tellechea asegura que PDVSA estará produciendo 1.235.000 BPD a F/A aun a pesar de que sus propias cifras desnudan que entre Enero y Abril la producción sólo ha crecido 64.000 BPD en 4 meses a razón de 16.000 BPD-mes.
Aún así Tellechea espera aumentar 336.000 BPD hasta 1.235.000 BPD desde los supuestos 899.000 BPD del cierre de Abril, en 7 meses, a razón de 48.000 BPD-mes. Para ello haría falta la entrada de al menos 170 nuevos pozos a producción cada mes, más otros tantos para el mantenimiento de la base de producción, cosa que ponemos seriamente en duda con solo 24 taladros de perforación; por cierto, aun no disponibles. En lo que va de 2024 incluido Mayo, solo 3 taladros de perforación permanecen activos.
Tellechea asegura que de los 3 taladros de perforación activos que reportaron a la OPEP en Abril, tendrán unos 25 taladros de perforación activos y un total de 121 equipos incluyendo equipos de intervención menor durante 2024. Ponemos seriamente en duda que puedan incorporar a tiempo dichos 22 taladros de perforación [adicionales] como para generar el salto en la producción necesaria para lograr 1.235.000 BPD a F/A.
Aún tomando como cierta la entrada de esos 22 taladros adicionales de perforación, no resultaría suficiente para mantener la producción de la FPO por su elevado ciclo operacional. Los pozos de la FPO demandan de mayor número de intervenciones anuales en comparación con las áreas tradicionales. La experiencia indica que por cada 500.000 BPD de producción activa desde la FPO se requiere de la entrada de 1 a 1-1/2 pozo día para mantener el nivel base de producción; no para crecer.
Todo apunta a que el objetivo de la información desplegada por el ministro de petróleo en días pasados no es más que otro capítulo de la usual autopromoción personal del principiante petrolero y no de un plan pensado y meditado con visión real del negocio. Insistimos en que una corporación como PDVSA no puede estar en manos de novatos y principiantes, por el riesgo que involucra cada decisión en el futuro de la nación.
Einstein Millán Arcia: Asesor Petróleo y Gas “Upstream”. Managing Director for Energy & Carbon Sequestration @ Fractal [https://fractal-software.com/ ]. 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.
