Algunos de los convenios operativos firmados con empresas privadas nacionales y extranjeras contemplan actividades de exploración, buscando acumulaciones en horizontes más profundos de los yacimientos conocidos o en áreas adyacentes a estos mismos yacimientos.
La actividad exploratoria realizada por estos convenios desde su firma hasta fines de 1999 se resume en 6.250 km. de líneas sísmicas bidimensionales, 9.960 km2 de líneas sísmicas tridimensionales y 69 pozos perforados. Esta actividad ha permitido incorporar 87 millones de barriles a las reservas del país.
Para el año 2000 se contempla levantar 245 km. de líneas sísmicas bidimensionales (2D), 2.190 km2 de líneas sísmicas tridimensionales (3D) y perforar 20 pozos. La inversión estimada asciende a 76 millones de dólares. Se tienen expectativas de descubrir 120 millones de barriles de crudo y 250 mil millones de pies cúbicos de gas.
EXPLORACIÓN A RIESGO DE TERCEROS EN NUEVAS AREAS
PVDSA, a través de su empresa Corporación Venezolana del Petróleo (CVP), impulsa actividades de exploración y explotación de hidrocarburos en áreas nuevas, mediante asociaciones con consorcios privados y bajo la modalidad de Exploración a Riesgo y Producción bajo Ganancias Compartidas.
En los ocho bloques asignados a CVP participan 15 empresas multinacionales y una nacional. Las internacionales representan inversiones de Estados Unidos, Alemania, Japón, Francia, Argentina, Inglaterra, Italia y Taiwan.
Desde el inicio de estos convenios en 1996, se ha desarrollado en estos ocho bloques un programa mínimo de levantamiento de líneas sísmicas 2D y 3D, y de perforación de pozos, el cual será completado para el año 2001. Esta actividad ha permitido identificar recursos en el orden de los 550 millones de barriles de crudo y 2,5 billones de pies cúbicos de gas hasta el año 1999. La inversión acumulada hasta esa fecha se situó en unos 680 millones de dólares, con un componente nacional de bienes y servicios superior al 80%. A ese monto se suman 245 millones de dólares en bonos aportados durante la licitación de los bloques.
La actividad propuesta en el Plan de Negocios para el período 2000 – 2009 contempla continuar el programa de levantamiento de líneas sísmicas y la perforación de 50 pozos. La inversión estimada en actividades exploratorias asciende a unos 720 millones de dólares. Se tienen expectativas de descubrir entre 1.500 millones y 2.000 millones de barriles de crudo.
PDVSA y sus socios en Venezuela
PDVSA complementa su crecimiento propiciando la participación del sector privado nacional e internacional en sus negocios. La estrategia ha sido compartir los esfuerzos de inversión necesarios para aumentar su capacidad de producción, cumplir las cada vez mayores exigencias de calidad de los productos consumidos internamente y exportados, y lograr de su relación con los socios el beneficio de incorporar nuevas tecnologías. También pone especial énfasis en la incorporación del aparato productivo nacional a su principal industria, con miras a provocar una expansión en la actividad petrolera, industrial y de servicios en el país.
A tal efecto ha abierto oportunidades de participación al sector privado nacional e internacional en actividades de producción, mediante Convenios Operativos en campos maduros, la producción bajo Ganancias Compartidas en áreas nuevas, Asociaciones Estratégicas para desarrollar la Faja del Orinoco y otros proyectos.
Se estima que las empresas socias de PDVSA en las ocho Areas de Exploración a Riesgo y Producción bajo Ganancias Compartidas inicien los primeros desarrollos comerciales entre finales del año 2001 y principios del 2003. La producción planificada para el 2009 es de 400 mil barriles por día.
Los objetivos de PDVSA con estos negocios son lograr una explotación petrolera con alta eficiencia operacional, mediante el uso de las mejores prácticas; y propiciar el incremento del valor agregado nacional y del aprovechamiento de sinergias con socios y filiales, optimando el uso de las instalaciones existentes.
Bordeando la margen norte del río Orinoco y atravesando los estados Monagas, Anzoátegui y Guárico se ubica la Faja Petrolífera del Orinoco, cuyos enormes depósitos contienen 1,2 billones de barriles de crudo pesado, extrapesado y bitumen, de los cuales 270 millardos de barriles son económicamente recuperables con la tecnología actualmente disponible.
Los hidrocarburos de la Faja se caracterizan por su baja gravedad API (de 8 a 10 grados) y alto contenido de metales y azufre, lo que hace más compleja su comercialización. A pesar de la alta viscosidad del crudo, los yacimientos poseen, sin embargo, excelentes características por su alta porosidad y permeabilidad, espesor de arenas sobre los 200 pies, lo que se traduce en productividades por pozo por encima de los 2 mil barriles por día.
PDVSA ha adoptado dos estrategias, reconocidas plenamente como viables y exitosas, para el aprovechamiento de estos enormes recursos:
- La explotación, mejoramiento y comercialización, mediante Asociaciones Estratégicas con consorcios internacionales, que aporten el capital y la tecnología requeridos, para transformar estos crudos extrapesados en crudos sintéticos de mayor valor comercial en el mercado internacional, con miras a atender la demanda de combustible del sector transporte.
La explotación de estos crudos para manufacturar el combustible Orimulsión®, destinado al sector de generación de electricidad.
Cuatro asociaciones se han conformado, hasta 1999, para desarrollar proyectos en la Faja del Orinoco:
- Petrozuata, asociación entre Conoco y PDVSA para la explotación de recursos en el área de Zuata.
- Cerro Negro, asociación entre Exxon Mobil, Veba Oel y PDVSA, con actividades en el área de Cerro Negro.
- Sincor, asociación entre Total, Statoil y PDVSA, ubicada en el área de Zuata.
- Hamaca, asociación entre Phillips, Texaco y PDVSA, para el área de Hamaca.
Petrozuata: El proyecto contempla la producción de crudo extrapesado del área de Zuata (sur de Anzoátegui), su transporte por un oleoducto de 200 kilómetros de longitud hasta el Complejo Industrial de Jose (norte de dicho estado), donde, a partir de mediados del año 2000, será procesado para obtener 112 mil barriles diarios (MBD) de crudo sintético de unos 21 grados API.
La inversión total estimada a realizar en Venezuela asciende a unos 3 millardos de dólares. En 1997 obtuvo un financiamiento proveniente de la banca y los mercados de capitales por un monto de 1,45 millardos de dólares. En agosto de 1998 se inició la producción de desarrollo. La producción para fines de 1999 se situó en unos 50 MBD.
Cerro Negro: El esquema del proyecto es similar: producción de crudo extrapesado del área de Cerro Negro (sur de Monagas), transporte por oleoducto a una planta de mejoramiento en construcción en Jose, donde será procesado para obtener 116 MBD de crudo sintético (16 grados API). La producción de desarrollo se inició a fines de 1999 y la producción comercial de crudo mejorado comenzará a mediados del 2001.
La inversión total estimada del proyecto en Venezuela es de unos 2 millardos de dólares, tanto para las instalaciones de producción como de mejoramiento. Esta asociación obtuvo en 1998 la cantidad de 900 millones de dólares, financiamiento requerido para arrancar con la contratación y adjudicación de la totalidad de las instalaciones.
Sincor: El proyecto, por un monto estimado de unos 4,2 millardos de dólares, comprende también la extracción de crudo extrapesado de la Faja, transporte y mejoramiento en Jose. El inicio de la producción de desarrollo está previsto para fines del año 2000 y la producción comercial de 186 MBD de crudo sintético de 32 grados API comenzará a mediados del 2002. En agosto de 1998 obtuvo un crédito bancario por 1,2 millardos de dólares.
Hamaca: Este proyecto estima obtener unos 170 MBD de crudo mejorado de 25 grados API, a partir de crudos extrapesados del área Hamaca, procesados en el complejo industrial de Jose. Las inversiones totales estimadas del proyecto, hasta poner en operación la planta mejoradora, serán de 3,2 millardos de dólares. La ingeniería básica del proyecto fue completada a fines de 1999. Se estima que la construcción de obras comenzará en el año 2000; el inicio de la producción de desarrollo en el 2001 y la producción de crudo sintético en el 2003.
Las posibilidades de nuevos proyectos y la expansión de los existentes están planificadas en función del crecimiento de la demanda mundial, del aseguramiento de mercados a través de las Asociaciones Estratégicas y de la disponibilidad de financiamiento.
La participación del capital privado nacional e internacional en los procesos de la industria petrolera venezolana ha significado no sólo la inyección de capital en los proyectos, sino de tecnología de punta para optimizar la explotación de las reservas de hidrocarburos, estimulando también el desarrollo de las economías regionales, al generar empleos directos e indirectos y propiciar el desarrollo del sector conexo nacional.
LA CAPACIDAD DE PRODUCCIÓN DE PDVSA
La capacidad de producción total de PDVSA es de 3,5 millones de barriles diarios (MMBD) de crudo y condensado y 6,4 millardos de pies cúbicos de gas por día (MMMPCD). El 81 por ciento de la capacidad de producción de crudo corresponde a esfuerzo propio, 14 por ciento a los Convenios Operativos y 5 por ciento a las Asociaciones Estratégicas suscritas por PDVSA con consorcios privados. La producción de crudo y gas proviene de unos 2.540 yacimientos.
El Plan de Negocios contempla incrementar la capacidad de producción de crudo a unos 5,8 MMBD para el año 2009, cifra que totaliza el esfuerzo propio de PDVSA (unos 3,9 MMBD), de los Convenios Operativos y los contratos de Exploración a Riesgo (1,2 MMBD),y de las cuatro asociaciones en la Faja (700 MBD). La capacidad de producción de gas se elevará a unos 14 MMMPCD para el 2009
PDVSA cuenta con activos por valor de 24,3 millardos de dólares en plantas, propiedades y equipos asociados a sus operaciones de exploración y producción.
Para ejecutar sus actividades de explotación, manejo, transporte y entrega de crudos, se divide administrativamente en tres grandes áreas:
Esta área operacional catapultó a Venezuela al escenario petrolero mundial, a principios del siglo XX, con la perforación del pozo Zumaque N° 1 en Mene Grande (1914), y el reventón del pozo Barrosos-2, en Cabimas (1922).
Los yacimientos petrolíferos ubicados inicialmente en tierra, pero cercanos a la costa del Lago de Maracaibo, indujeron la posibilidad de extenderse hacia las aguas llanas por las décadas de los años 20 y 30. De aguas llanas y protegidas, el taladro fue ubicado a mayores distancias de la costa, en aguas más profundas. Estas operaciones pioneras en el Lago de Maracaibo, así como también en el Mar Caspio y el Golfo de México, constituyeron la escuela de las futuras operaciones costa afuera.
Occidente maneja hoy por gestión directa la explotación en los distritos operacionales Maracaibo, Tía Juana y Lagunillas, así como la administración y relaciones con los consorcios que trabajan para la corporación bajo convenios operativos en los estados Zulia, Falcón y Trujillo.
Su capacidad de producción es de 1,7 millones de barriles diarios de crudo y condensado y 2,0 millardos de pies cúbicos de gas. Esto representa la siguiente actividad para el año 2000: la perforación de 302 pozos y el reacondicionamiento de 301 pozos. El plan de negocios contempla incrementar la capacidad de producción en esta área a 1 millón 925 mil barriles de crudo y condensado para el año 2009.
Esta área operacional se inscribe en la historia petrolera a principios del siglo XX con la explotación del asfalto en los estados Sucre (Lago de Guanoco) y Delta Amacuro. Posteriormente, durante las décadas del ‘30 y ‘40, los pioneros exploraron, descubrieron y pusieron en producción campos muy dispersos geográficamente en medio de la selva, pantanos, sabanas y llanos orientales: Quiriquire, Orocual, Oficina, Jusepín, Leona, Pedernales, Temblador, Anaco. Sin embargo, la explotación petrolera tuvo más empuje y desarrollo comercial al occidente del país, hasta el descubrimiento del campo gigante El Furrial en 1986, cuando Oriente retoma la explotación petrolera con renovado auge.
Oriente maneja hoy por gestión directa la explotación de los distritos operacionales Anaco, Punta de Mata, Maturín y San Tomé, e igualmente la administración y relaciones con los consorcios que trabajan en esa región bajo convenios operativos.
Su capacidad de producción es de 1,7 millones de barriles diarios de crudo y condensado y 4,8 millardos de pies cúbicos de gas. Esto representa la siguiente actividad para el año 2000: la perforación de 25 pozos y el reacondicionamiento de 281 pozos. El plan de negocios contempla incrementar la capacidad de producción en esta área a 3 millones 60 mil barriles de crudo y condensado para el año 2009.
Esta área operacional abarca las cuencas de Barinas y Apure. Los primeros descubrimientos importantes en Barinas datan de 1948 y 1953, consolidándose como área productora en la década del ‘60. Los descubrimientos de los campos apureños Guafita y La Victoria, fronterizos con Colombia, son de más reciente data: 1984.
El Distrito Sur maneja hoy por gestión directa las unidades de explotación de los yacimientos de Barinas y Apure. En esta área no hay campos bajo convenios operativos. Su capacidad de producción es de 150 mil barriles diarios de crudo y condensado y casi no produce gas. La actividad que respalda esa producción contempla para el año 2000 la perforación de 12 pozos y la rehabilitación de 35 pozos. Se espera llegar a una capacidad de producción de 260 mil barriles diarios de crudo y condensado para finales del año 2009.
Cada área operacional tiene una gerencia general, a la cual reportan tanto los distritos, como las unidades de servicio. A su vez, a estos distritos se vinculan funcionalmente las unidades de explotación de yacimientos (UEY), de las cuales hay 25: 12 en Occidente, 2 en el Sur y 11 en Oriente. Estas UEY constituyen las células organizacionales básicas de la Unidad de Producción y responden a la necesidad de la corporación de privilegiar la Gerencia Integrada de Yacimientos, lo cual representa la cadena de valor por excelencia de los procesos fundamentales del negocio para optimizar los recursos necesarios en la explotación racional y rentable de los yacimientos.
PDVSA requerirá inversiones estimadas en 38.000 millones de dólares para ejecutar los proyectos exploratorios y de producción contemplados en su Plan de Negocios 2000 – 2009. De ese monto total, la corporación aportará 20.000 millones, de los cuales 17.700 corresponden a su gestión directa. El plan contempla un aporte de 18.000 millones de dólares por parte del capital privado, tanto nacional como internacional.
Venezuela es un país con larga tradición petrolera, que inició la explotación de sus extensos yacimientos a principios del siglo XX.
Sus cuencas Oriental y de Maracaibo ocupan una prominente posición en el ranking que agrupa a las diez cuencas más grandes del mundo, las cuales concentran el 60 por ciento del total de hidrocarburos del planeta.
Su enorme base de recursos le permitirá al país mantenerse en un destacado lugar dentro del mapa petrolero mundial durante el siglo XXI.
Las reservas totales de crudo de PDVSA ascienden a 221 millardos de barriles, de los cuales 76 millardos de barriles corresponden a reservas probadas.
Del total de reservas probadas, 69% son crudos pesados y extrapesados, los más abundantes del país, y 31% condensados, livianos y medianos, que son los que más demanda el mercado.
Posee además unos 147 billones de pies cúbicos en reservas de gas natural.
En Venezuela hay expectativas de descubrir 23 millardos de barriles de crudos condensados, livianos y medianos y 94 billones de pies cúbicos de gas.
El Plan de Negocios 1996 – 2009 de PDVSA llamado "Apertura Petrolera" contempla un agresivo esfuerzo exploratorio que disminuya la tradicional tendencia a ir agotando más rápidamente sus menores reservas de condensados, livianos y medianos, que tienen mayor valor en el mercado, en proporción a la menor disposición de sus mayores reservas de crudos pesados y extrapesados. A tal efecto desarrolla una estrategia exploratoria múltiple:
Este esfuerzo exploratorio requiere una inversión de 2,5 millardos de dólares, con la finalidad de incorporar reservas probadas y probables estimadas en 9.000 millones de barriles de crudos condensados, livianos y medianos y unos 35 billones de pies cúbicos de gas asociado. Toda esta actividad contribuiría a aportar unos 800 mil barriles diarios adicionales al potencial de producción de PDVSA.
PDVSA requerirá inversiones estimadas en 38.000 millones de dólares para ejecutar los proyectos exploratorios y de producción contemplados en su Plan de Negocios 2000 – 2009. De ese monto total, la corporación aportará 20.000 millones, de los cuales 17.700 corresponden a su gestión directa. El plan contempla un aporte de 18.000 millones de dólares por parte del capital privado, tanto nacional como internacional.
Los lineamientos básicos para este desarrollo son:
- Expandir la base de recursos de hidrocarburos mediante una exploración selectiva, con esfuerzo propio y de terceros.
- Optimizar la producción de las áreas tradicionales mediante la aplicación del conocimiento y uso de la tecnología.
- Crecer apalancada con terceros.
- Desarrollar la Faja Petrolífera del Orinoco a través de asociaciones estratégicas y del negocio del combustible Orimulsión®.
- Maximizar la oferta de gas.
- Contribuir con el desarrollo nacional.
Web site de Petróleos de Venezuela, S. A. Actualizado para el mes de enero del año 2.001
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