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
Realizado por:
Nehisser Betancourt
Nehisser Betancourt
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