Platts: El estado actual de la industria petrolera en Venezuela (Informe Pdvsa)

junio 30, 2021 0 Por QPEV

De archivo. Balancines petroleros en el campo El Furrial, en el etado Monagas en Venezuela

incorporará 17 equipos de perforación, 14 contratados a USD 1,5 millones cada uno. El objetivo de Plan es elevar la producción a un promedio de 1 millón de b / d en 2021. La producción de la Faja del Orinoco es clave para alcanzar la meta de la nación

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En la segunda mitad del año, la estatal venezolana PDVSA reiniciará la perforación de pozos petroleros mientras intensifica el trabajo para abrir 3.700 pozos cerrados y recuperar la capacidad de compresión e inyección de gas necesaria para aumentar la producción de crudo, según un “Seguimiento operativo interno” revisado y reseñado por S&P Global Platts en autoría de Mery Mogollón. La reseña de Platts también muestra el estado actual de la industria petrolera nacional.

El informe contiene detalles del plan de recuperación de la producción de petróleo anunciado por el ministro de petróleo Tareck el Aissami en febrero.

La producción de petróleo de Venezuela ha caído de un promedio de alrededor de 2,5 millones de barriles por día a fines de 2015 a 479.000 b / d en abril 2021 como resultado de la desinversión, la falta de mantenimiento, la escasez general de energía y las sanciones estadounidenses. La administración Trump sancionó por primera vez a PDVSA en enero de 2019.

Recuperación lenta

El nuevo objetivo de PDVSA es aumentar la producción a un promedio de 1 millón de b / d en 2021. Sin embargo, la recuperación ha sido lenta ya que la producción de abril fue 119.000 b / d menor que el mes anterior y 112.000 b / d menor que la meta planteada. en el plan de recuperación, según cifras del informe.

La última encuesta de Platts de la OPEP y la Administración de Información Energética estimó la producción de mayo de Venezuela en 540.000 b / d.

La meta de producción se ha visto afectada por una serie de factores, incluidos los retrasos en los pagos a los contratistas, la falta de mano de obra y la programación de copias de seguridad en el programa de recuperación de pozos.

También afectó la producción la baja calidad de los diluyentes para el crudo extrapesado y la infraestructura y maquinaria que no funcionan, incluidas las plantas de compresión de gas y las plataformas de perforación, según el informe interno.

No hay cifras disponibles sobre el número de pozos petroleros cerrados en Venezuela. El informe de gestión de 2016, el más reciente publicado por PDVSA, reportó un total de 18,566 pozos activos en todo el país.

Taladros en la Faja del Orinoco

A partir de julio, PDVSA incorporará 17 equipos de perforación, 14 de los cuales se contratan a Corporación Panthers a un costo de USD 1,5 millones por equipo. Los otros tres son propiedad de PDVSA.

Corporación Panthers, con sede en el estado venezolano de Anzoátegui, no estuvo disponible de inmediato para hacer comentarios.

Actualmente, PDVSA tiene 97 equipos de perforación en la Faja del Orinoco que no están operando. De ese total, la compañía estima que puede reiniciar 10 en el corto plazo con un costo de mantenimiento estimado de USD 8,44 millones, según el informe interno.

Después de producir un promedio de 236.000 b / d en abril en la Faja del Orinoco, PDVSA espera agregar progresivamente 550.000 b / d para diciembre, en parte de un enorme depósito de crudo extrapesado en el sur de Venezuela que tiene un alto contenido de metales y azufre.

“En el Orinoco Bel hay 184 nuevos pozos que fueron suspendidos y que no han sido totalmente construidos, los cuales tienen una producción asociada de 74.000 b / d”, se lee en el informe.

Sin embargo, la mayor recuperación de producción de alrededor de 400.000 b / d se espera de la reactivación de más de 2.000 pozos cerrados en la Faja del Orinoco mediante trabajos de terminación y conexión, que PDVSA ha contratado con decenas de empresas locales.

Además, el crudo extrapesado, para ser exportado, debe ser mejorado en los mejoradores de Petropiar, Petromonagas, Petrocedeño o Petro San Felix o en la instalación operada por Sinovensa.

La reactivación de los mejoradores es clave

La reactivación de los mejoradores inoperativos Petrocedeño y Petromonagas es una premisa clave para alcanzar las metas de producción delineadas en el plan del ministro de petróleo el Aissami.

El mejorador de Petromonagas, que tiene una capacidad de 120.000 b / dy es operado por una empresa conjunta de PDVSA (60%) y Rusia (40%), ha estado inactivo desde marzo de 2019, mientras que la instalación de Petrocedeño con una capacidad de 202.000 b / dy que es propiedad de una empresa conjunta de PDVSA (60%) y TotalEnergies / Equinor (40%), no opera desde abril de 2019.

El mejorador Petro San Felix, que es 100% propiedad de PDVSA, está fuera de servicio desde noviembre de 2018.

Los mejoradores se han visto afectados por la falta de diluyentes como nafta y crudo ligero para mezclar con los crudos extrapesados, y por la falta de petroleros para cargar el crudo Merey, principal exportación de PDVSA.

Al no tener acceso a las importaciones como resultado de las sanciones estadounidenses, PDVSA está utilizando varios diluyentes sustitutos, según el informe interno. Incluyen: una mezcla de gasolina y pentano; crudos ligeros domésticos Santa Bárbara y Mesa; condensados ??y una mezcla de nafta y “slop”, un producto residual de refinería de alta viscosidad.

Este, oeste y costa afuera

En los pozos de crudo ligero del oriente venezolano en el estado Monagas, la estrategia para incrementar la producción de petróleo se centra en el levantamiento artificial de petróleo mediante inyección de gas en campos maduros en proceso de agotamiento.

En marzo, una explosión e incendio en la Planta de Inyección de Gas a Alta Presión II (PIGAP II) supuso un revés para los planes de PDVSA. Ahora el nuevo plan anuncia la reactivación del PIGAP I y la recuperación de la planta de producción de gas artificial en Furrial, en el sur del estado de Monagas.

Según el plan de PDVSA, más de 400 pozos en el este de Venezuela serán intervenidos para llevar la producción de crudo ligero a 299.000 b / d en diciembre, frente a los 161.000 b / d de abril.

En los campos petroleros del occidente venezolano, en el estado de Zulia, donde la caída en la producción ha sido más aguda, la estrategia de PDVSA es drenar inventarios y recuperar infraestructura como ductos y plantas de compresión de gas y reabrir 1.300 pozos cerrados.

Para reducir inventarios de crudos Boscan, Bachaquero, Laguna y Tia Juana, PDVSA colocará cargas en tres petroleros Aframax / Panamax para asegurar la reducción de 3 millones de barriles por mes.

PDVSA también ha planificado la incorporación de una embarcación VLCC para ser utilizada como inventario flotante en la Bahía de Amuay y realizar operaciones de barco a barco, permitiendo que la producción de crudo pesado del oeste a nivel de campo no dependa y se vea afectada. por la llegada de embarcaciones exportadoras.

Falta de plantas de compresión

Según el informe interno, el principal obstáculo es la falta de disponibilidad de plantas de compresión. De 101 plantas de este tipo, solo ocho están en funcionamiento. PDVSA estima que reincorporará 19 de ellos en el corto plazo a través de programas de mantenimiento.

Además, el plan prevé el reemplazo de 2.6 kilómetros (1.6 millas) de ducto de 20 pulgadas a la terminal de embarque de Bajo Grande desde campos productores de petróleo en el estado de Zulia, lo que reducirá el tiempo de transporte de 11 a dos días.

En el oeste de Venezuela, PDVSA espera aumentar la producción a 407.000 b / d desde 78.000 b / d en abril, según datos del plan.

PDVSA no respondió de inmediato a una solicitud de comentarios.