Finalmente aparece Héctor Obregón, el presidente “ausente” de Petróleos de Venezuela. Aparece el “ausente Obregón” la semana pasada para presentar la meta de producción del 2025 [ Pdvsa se plantea como meta elevar la producción en 30% para 2025 (talcualdigital.com)].
Según sostiene “Obregón el ausente”, la producción promedio actual ronda los 950.000 BPD, lo cual es incorrecto ya que según el mismo reporte de la OPEP en el mejor de los casos dicha cifra en realidad ronda los 909.000 BPD.
PDVSA espera elevar la producción en 30% al cierre de 2025 hacia 1.320.000 BPD [gráfico anexo] partiendo de una producción al cierre de Diciembre’2024 de 1.045.000 BPD, para un crecimiento anualizado de 275.000 BPD o un crecimiento mensual de 23.000 BPD.
De la producción de cierre esperada para Diciembre’2024 unos 596.000 BPD corresponden a la Faja del Orinoco0, 162.000 BPD a la División Oriente y 260.000 BPD a la División Occidente. La FPO continúa siendo el sostén principal de la producción de PDVSA con 56% del total de la volumetría-nación.
Bajo condiciones normales de operatividad de la industria; lo cual no es el caso actual, a diferencia de los planes anteriores el crecimiento del plan 2025 luce moderado. Pero PDVSA no posee condiciones normales, ni adecuadas de operatividad por el gran vacío de inversión que viene arrastrando desde 2013. El plan de producción 2025 parte de varias premisas a nuestro juicio viciadas que lo tornan inviable.
El plan se apoya en un activo que como la FPO requiere de una intensidad operacional muy superior a aquellas de los activos tradicionales, por su elevada tasa de intervención comparativa pozo-a-pozo, lo cual para una corporación petrolera que reconoce ante la OPEP que solo posee 2 taladros activos de perforación, resulta en un contrasentido.
En primer lugar, por cada 500.000 BPD de producción proveniente de la FPO se requiere de la entrada de al menos un [1] nuevo pozo cada día, solo para compensar la declinación total. Estamos hablando de una intensidad de rotación operacional exhaustiva que PDVSA y sus socios no están cerca de poder satisfacer en la actualidad, ni tampoco en el corto plazo.
De hecho inadvertidamente el mismo Hector “ausente” Obregon lo reconoce al expresar que la industria requiere de unos 1.133 equipos [ A Pdvsa le faltan 1.133 equipos para recuperar la producción, entre ellos 93 taladros – Correo del Caroní (correodelcaroni.com) ] para recuperar producción. Entre dichos equipos, resaltan unos 93 taladros de perforación de los cuales unos 78; es decir el 84% del total, serian requeridos solo por la FPO. Para contratar, llevar a Venezuela y activar semejante cantidad de equipamiento, además de la logística, bienes y servicios conexos, hace falta cerca de 4 a 6 meses de anticipación, contando con que exista disponibilidad inmediata de capital de inversión y las localizaciones estén disponible para la movilización de equipos con sus vías de acceso en buen estado.
En segundo lugar, para producir petróleo no solo hacen falta pozos, sino también infraestructura adecuada. El conjunto yacimiento-pozo-infraestructura como un todo constituye la capacidad de producción y de allí se establece el potencial máximo de producción. PDVSA en la actualidad desconoce tanto su capacidad, como su potencial real. Es la integración y sinergia entre dichos elementos yacimiento-pozo-infraestructura, lo que desconocen en la industria de hoy, particularmente en aquellos activos de producción cuya infraestructura por razones obvias no ha sido puesto a prueba por largo periodo, o solo ha sido solo parcialmente utilizada.
Esta ha sido una de las principales causas de la desbandada de accidentes, derrames e ilícitos ambientales en los que ha incurrido PDVSA desde la llegada del novato Tellechea, hasta la actualidad con el Héctor Obregón. La apertura irresponsable de activos no aptos para producir, así como la utilización de infraestructura no apta para ser operada [ Organización documentó 86 derrames petroleros en Venezuela en 2023 (vozdeamerica.com) ] es la principal causa de accidentes, derrames e ilícitos ambientales que a diario ocurren a lo largo y ancho de Venezuela.
En tercer lugar y no menos importante resulta la creciente incertidumbre política, social y geopolítica que transita Venezuela. Esta incertidumbre amenaza con mantenerse al menos hasta bien entrado el segundo trimestre de 2025, aniquilando toda posibilidad de arribo de capital fresco durante gran parte del primer semestre. No hay nada más cobarde que los capitales. Ellos solo buscan reglas claras y retorno. Ello sin lugar a dudas añadiría un estrés adicional sobre la meta mensual de producción, al reducir el periodo efectivo de actividad desde 12 meses, a unos 6 a 8 meses efectivos en el mejor de los casos, para lograr elevar la producción en los mismos 275.000 BPD, pero con una demanda de incorporación de nueva volumetría de unos 34.000 BPD mes a mes, aumentando por ende el número de equipos necesarios para lograr dicho ganancial de producción. Lo anterior presupone un 100% de éxito operacional, lo cual no es el caso de la industria petrolera, pero menos aún el de PDVSA.
En cuarto lugar y a pesar de que Obregón asegura haber recuperado totalmente dicha facilidad del daño ocurrido apenas dos semanas atrás [ Presidente de Pdvsa confirma la recuperación del gasoducto Muscar], aparece el intangible del accidente reciente del Complejo Muscar en Norte de Monagas, el cual aún están por verse sus consecuencias. Consideramos que la supuesta recuperación del complejo Muscar que sostiene el presidente de PDVSA es ilusa y podría acarrear consecuencia más nefastas a nuestra industria [Einstein Millan Arcia on X: “Decir que #Muscar está recuperada es irresponsable y peligroso. Un daño de esa magnitud en una instalación especializada requiere de equipo, tecnología y personal NO DISPONIBLE EN #Pdvsa. Requiere de pruebas que toman semanas, so pena de generar una catástrofe aún mayor. https://t.co/mkyWenV8Vv” / X ]. Un daño de esa magnitud en una instalación especializada como el Complejo Muscar requiere de equipo, tecnología y personal NO DISPONIBLE EN Pdvsa. Requiere de pruebas de campo que toman semanas, so pena de reincidir en una catástrofe aún mayor
Aun a pesar de lo que diga PDVSA sobre una “supuesta recuperación de Muscar” que aún está por verse, nosotros hemos advertido que las consecuencias de dicho siniestro podrían ser catastróficas y sus efectos extenderse hacia 2025. Dicho accidente podría no solo podría afectar la producción de gas de alta, sino de crudo y condensado desde campos como Pirital, Carito y Musipan, además de GLP, algunos procesos en Jose incluido petroquímica y termo-generación.
En resumen, el plan de producción 2025 presentado por Hector Obregon, no contiene el ingrediente de una vision estratégica correcta y acorde con la realidad operativa actual de PDVSA, ni tampoco con la realidad del país y por ende, luce inocuo e inviable.
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.
