VENEZUELA. Producción de Petróleo, Pozos Activos y Productividad por Pozo (2000 – 2025+)

Venezuela. Taladros Vs. Producción de Petróleo

 

Por: Nelson Hernández

A nivel global, en la industria petrolera hay una máxima de gran cumplimiento: A mayor numero de taladros mayor producción de petróleo.

(Ver Grafico Mas Grande)

En el caso venezolano esa máxima ha dejado de cumplirse, tal como lo refleja la grafica que muestra la producción de petróleo y el número de taladros activos para el periodo 1982 – 2024.

En Venezuela, más taladros no siempre significan más producción porque la relación está mediada por factores de calidad de yacimientos, estado de la infraestructura, gestión operativa y contexto político-económico.

Las razones principales para que esa correlación se rompa, entre otras, son:

• Declinación natural de los yacimientos
• Muchos campos maduros en Venezuela (especialmente en el oriente y occidente) han entrado en fases de declinación.
• Aunque se perforen más pozos, la productividad por pozo es mucho menor que en décadas anteriores.
• Productividad heterogénea de los pozos
• No todos los taladros perforan en zonas de alto potencial.
• En la Faja del Orinoco, por ejemplo, los pozos requieren técnicas de mejoramiento (upgrading, dilución, inyección) para producir crudos extrapesados, lo que limita la eficiencia de cada taladro.

·         Infraestructura deteriorada

•  Oleoductos, estaciones de flujo, mejoradores y refinerías han sufrido años de desinversión.
• Aun si se perforan pozos, la capacidad de evacuar, procesar y exportar el crudo está restringida.
• Limitaciones tecnológicas y de servicios
• La industria de servicios petroleros (Halliburton, Schlumberger, etc.) redujo operaciones en el país. Esto afecta la disponibilidad de equipos de completación, fractura, bombeo y mantenimiento.
• Gestión y entorno institucional
• Sanciones internacionales y restricciones financieras han limitado la importación de diluyentes, repuestos y tecnología.
• La falta de transparencia y planificación estratégica reduce la eficiencia de la perforación.

·         Producción sin taladros activos

• Entre 2020 y 2023, hubo periodos con cero taladros activos, pero la producción se sostuvo parcialmente gracias a reacondicionamientos menores (RA/RC) y trabajos de reparación sin perforación. Esto explica por qué la curva de producción no cae exactamente al ritmo de la curva de taladros.

Del grafico se desprende que:

• Hasta finales de los 90 (Etapa I): la correlación era más clara, pues nuevos taladros en campos convencionales generaban aumentos directos de producción.
• 2000–2015 (Etapa II): la producción se mantuvo relativamente alta con fluctuaciones, pero ya no crecía proporcionalmente al número de taladros.
• 2015 en adelante (Etapa III): colapso simultáneo de taladros y producción, aunque la caída de producción fue más lenta gracias a trabajos menores y pozos previamente perforados.

Conclusión

La aparente “desconexión” entre taladros y producción en Venezuela se debe a una combinación de yacimientos maduros, pozos menos productivos, deterioro de infraestructura, restricciones tecnológicas y factores políticos. En otras palabras, no basta con tener más taladros: se requiere un ecosistema operativo y de servicios que convierta esas perforaciones en barriles efectivos.

 

 

 

 

 

 

VENEZUELA. Sin Taladros, NO HAY POTENCIAL

 Por: Nelson Hernández

• Venezuela para alcanzar un potencial sostenible de 1.0 MBD, necesita tener 17 taladros activos. En la actualidad solo tiene 2.

El inicio y la continuidad de la producción de petróleo, tiene su núcleo productivo en la perforación y rehabilitación de los pozos de hidrocarburos (petroleros y gasíferos).

En la industria de los hidrocarburos la producción está asociada a un potencial. Entendiéndose por este la capacidad de producir un volumen en un tiempo determinado (día, mes, año). Por eso al decir que la producción baja o sube, en el fondo lo que sucede es que el potencial baja o sube. En la generalidad de los casos, la producción es igual al 95 % del potencial. Esa diferencia porcentual es la que permite que la producción se mantenga “constante o sostenible” en un tiempo establecido. En otras palabras, es el colchón que se utiliza para compensar las salidas, programadas o no, de los pozos productores.

                                                 

Por razones físicas del yacimiento (caída de presión, restricciones de flujo, etc.) o por razones mecánicas del pozo (falta de electricidad, daño de bombas, ausencia de las instalaciones de superficie y de las del interior del pozo, etc.) o por indisponibilidad de equipos de infraestructura conexos con el pozo,  el potencial se ve afectado negativamente, y por ende la producción. A esto se le conoce como Caída de Potencial.

 

La gráfica anterior muestra las diferentes opciones para generar y mantener el potencial de producción de hidrocarburos. La parte superior del grafico muestra  las actividades que incrementan sustancialmente el potencial (perforación y RA/RC). Estas tienen una característica común, y es que se necesita taladro para realizarlas.

  (https://plumacandente.blogspot.com/2016/10/evaluacion-economica-perforacion.html)

Desde el año 2012, Venezuela ha experimentado una caída en la producción de petróleo, hasta llegar a niveles de 0.73 MBD en el año 2023. Es decir, una caída de 2.3 MBD.

 

Como ya se ha mencionado, el mantenimiento o aumento del potencial está muy ligado a la disponibilidad de taladros. La grafica a continuación muestra esa relación: Numero de taladros activos[1] y producción de petróleo para Venezuela.

 

Es de aclarar que aun cuando no hay taladros activos desde Dic2020 a Feb2023, el nivel de producción mostrado estaría asociado a las actividades de trabajos menores y RA/RC sin taladro, los cuales, generalmente, mantienen potencial. De allí que la producción en los últimos 24 meses se ha mantenido dentro de un rango de 0.65 y 0.73 MBD, es decir, una meseta promedio de 0.7 MBD.

Por otra parte, una regresion estadistica, nos indica que existe una fuerte correlacion entre ambas varibles (R^2 = 0.985), y que la misma viene expresada por:

Produccion (MBD) = 0.4746 +  0.0312 * #Taladros

Utilizando la ecuación indicada, podemos determinar que para mantener un potencial sostenido anual de 1.0 MBD, es necesario tener 17 taladros activos durante dicho periodo, y 50 taladros para 2.0 MBD.

Finalmente, Si no hay taladros activos, el potencial de producción de petróleo tiende a cero, y eso es lo que ha ocurrido en Venezuela.

ANEXO (tomado de Baker Hughes)

Taladros Hidrocarburíficos Activos

• Las cifras de taladros  de hidrocarburos de Baker Hughes International es un censo mensual de los que se encuentran activos, explorando para/o desarrollando volúmenes de petróleo y/o gas fuera de Norte América (USA + Canadá)
• Baker Hughes define como un taladro activo aquel que esté realizando operaciones de perforación en un determinado pozo.
• Para que un taladro este activo se deben cumplir las siguientes condiciones:
• El taladro debe estar perforando (girando hacia la derecha)
• La actividad debe haberse realizado durante la mayor parte de la semana (4 días de 7)
• El taladro debe estar trabajando en un pozo que sea un consumidor importante de de productos y servicios petroleros
• El taladro que realice otras operaciones de pozos (cementación, registros de pruebas, etc.) o cualquier otra actividad de recuperación no relacionada con la perforación, o de otro tipo, no se contabiliza como activo durante esa parte de la operación.
• De manera similar, los equipos que están en tránsito de un pozo a otro, o los equipos que están apilados, no se contabilizan como taladros activos.
• Baker Hughes contabiliza los taladros activos en cada país, ya sea que estén usando o no servicios Baker Hughes.
• La contabilidad de las plataformas activas se publica mensualmente y representa el promedio de la contabilidad semanal, realizada por personal de Baker Hughes.

 

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[1] Bakers Hughes,  desde Dic2020 a Feb2023 (37 meses) no reporto taladros activos en Venezuela. Actualmente, Nov2023 reporta 2 taladros activos.

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PDVSA: La realidad del negocio del gas

Por: Einstein Millán Arcia 

El rol del gas en el apalancamiento de la economía mundial ha venido tomando cada vez un mayor auge, por su papel preponderante en la diversificación y la transición hacia energías limpias. La expansión mundial que han venido sufriendo los activos de gas ha sido notoria en la última década, aunque mayormente en Asia y Europa Nor-Oriental. En Venezuela 20 años después de su declaratoria como recurso estratégico para el desarrollo económico e industrial del país en 98, pareciera no haber tenido aun ese empuje e impacto esperado.

En el caso Venezolano, el desarrollo y aprovechamiento del potencial gasífero ha vivido una vida turbulenta, llena de malos manejos y peor visión de conjunto. Nuestra producción gasífera es muy particular ya que ocurre asociada en más del 87% al barril de petróleo. Es decir, una mala decisión en el desarrollo de activos de crudo posee el potencial de impactar adversamente y poner en riesgo el desarrollo del gas; pero también es cierto lo contrario.

A partir de 2007-2008, PDVSA naufragaba entre estériles anuncios de boca de su liderazgo. En 2011 el entonces presidente de PDVSA Gas (https://www.aporrea.org/energia/n189605.html) informaba al país que duplicarían la producción gasífera en los próximos 6 años (2011-2017), previendo incrementar la misma a 14.438 millones de pies cúbicos por día (MMPCD) y 438.000 B/D mil barriles de líquidos de gas natural (LGN) para el año 2017. Avanzado ya el 2018, PDVSA no supera los 6.000 MMPCD y 60.000 B/D de LGN, y como demostraremos en lo adelante, ese volumen de gas estaría en realidad en su mayor porción, siendo producido en detrimento y a espaldas del mejor interés nacional.

La importancia estratégica de los proyectos Costa Afuera en el marco del posicionamiento geográfico y el aprovechamiento oportuno de los recursos hidrocarburíferos allí contenidos de frente a los países vecinos es incuestionable. Sin embargo, a juzgar por los resultados visibles luego de más de una década desde 2007, los modelos y esquemas de negocios aplicados, al igual que en el caso de la Faja Petrolífera del Orinoco, han sido inconvenientes, inoportunos y poseen peligrosas "lagunas" en aspectos tan vitales como la definición del recurso, estructura de riesgo e inversiones, precio reconocido del gas y la cuantificación y destino final de los líquidos recuperables.

En Perla Cardon IV por ejemplo, los artífices de dichas negociaciones, acordaron tipificar como yacimiento de gas natural, a yacimientos de condensado retrogrado con una riqueza de al menos 27 barriles por cada millón pie cúbicos de gas de un valioso condensado, según información privilegiada. Es decir, a la capacidad total de dicho proyecto (1.200 MMPCD) la producción de crudo condensado retrogrado de elevado valor comercial estaría por el orden de 32.400 B/D, mientras que a la producción actual (300-350 MMPCD) en unos 9.000 B/D. A donde van a parar esos barriles de condensado y ese dinero. Es ello parte del "share"/aporte/inversión PDVSA. Quien fiscaliza dicha producción?

En dicho proyecto, el valor del gas reconocido por PDVSA a sus socios extranjeros es de US$3.69 per MMBTU, cuando en el GOM el precio de mercado (Henry Hub) ronda en la actualidad US$3.0-US$2.8 per MMBTU. Quien cubre ese diferencial y porque PDVSA accedió a reconocer dicho precio?

Con cerca de 202 billones de pie cúbicos de reservas probadas, el déficit nacional se acerca a la astronómica cifra de 3.000 MMPCD, aun en el estado actual de parálisis económica e industrial generalizada en que esta sumergida Venezuela. Dos lustros después, los proyectos costa afuera permanecen estancados y muy lejos de lograr la producción ofrecida. PDVSA Gas Anaco desde 2008 ha dejado perder una producción vital y necesaria que ronda los 1.100 MMPCD, mientras la industria se da el lujo de quemar y arrojar a la atmosfera en exceso a 1.000 MMPCD.

Lo único que definitivamente parece haber aumentado han sido los jugosos contratos de infraestructura, aunque no exista aun a boca de pozo el gas para llenarlos. PDVSA a partir de 2008 ha sido quizá la única empresa petrolera del mundo, en donde los proyectos de infraestructura se terminan primero que la definición volumétrica de los activos productores. Algo así como la carreta delante de los caballos.

Ante tan critico panorama, las acciones llevadas a cabo por los responsables de llevar las riendas de nuestra industria, parecieran haber apuntado en medio de su desespero, a la destrucción de la producción de crudo Premium en al menos uno de los activos de mayor potencial a nivel nacional; el Norte de Monagas, en un intento inocuo de ocultar la decadente producción gasífera.

En un país como el nuestro, donde la producción de gas es asociada en al menos 87%, a dicho petróleo, es irracional pensar que la producción de gas pudiera haber incrementado precisamente en medio de una pronunciado derrumbe de la producción de crudo; a menos que:

• Se eleve sustancialmente la producción de petróleo
• Se produzcan volúmenes incrementales de gas libre
• Que dicho gas sea producto del desinfle de yacimientos de crudo o proyectos interrumpidos de inyección de gas.

Venezuela viene perdiendo producción de petróleo desde 2008, habiendo cedido en un 60% desde entonces. El primer gas "libre" de los proyectos Costa Afuera se produjo a partir de mediados de 2015, mientras que el resto de las licencias de gas, incluso al día de hoy poseen una producción incipiente y prácticamente lineal respecto al volumen total nación. PDVSA Gas Anaco por su parte ha venido derrumbándose sostenidamente también desde 2008, habiendo pasado de más de 1.640 MMPCD a menos de 545 MMPCD en la actualidad, acumulado una masiva caída cercana a 1.100 MMPCD.

De donde podría haberse originado ese notorio incremento observado en la producción de gas a partir de 2008?

El Ministerio de Energía y Petróleo ha sido en el pasado el ente encargado de velar por la vida y la valorización de nuestros recursos hidrocarburíferos. Su función ha sido reguladora y supervisora de PDVSA. Entre las variables que impactan el recobro final en yacimientos de crudo está la racional administración de su energía en sus diversas formas. Una de esas formas es la expansión y segregación del gas disuelto en el petróleo. En palabras sencillas, en los yacimientos de crudo hay que evitar que su energía se desperdicie en el desinfle irracional (en la brusca separación y liberación del gas como en el caso de las gaseosas) del gas, ya que ello podría incidir en el la degradación de la recuperación final y por ende en un mayor volumen de crudo sin recuperar. En yacimientos activos de crudo, su relación gas petróleo (RGP) no debe exceder "en general" 3.000-3.500 PCN/BN.

El desinfle de un activo de crudo se decide e implementa, una vez se considera que el yacimiento no posee potencial de ser producido comercialmente como tal. En el caso de PDVSA GAS Anaco, a partir de los 90, sus activos se han venido manejando por ley como desinfle. En el caso de Costa Afuera, a pesar que la mayor porción de dichos yacimientos en realidad no son de gas libre, sino de condensado retrogrado, han sido declarados oficialmente como tal y se han venido explotando irresponsablemente como de gas libre, ocasionando una pérdida incalculable a la nación por el volumen de líquidos condensables dejados sin recuperar.

Según reporte oficial PDVSA 12/12/2017, la producción de gas nación se ubicó en 6.954 MMPCD, con una RGP asociada de 21.291 PCN/BN, incluidas las licencias y 16.182 PCN/BN excluyendo las mismas. Resalta la elevada producción de gas proveniente de Oriente de 4.628 MMPCD ligada a una excesiva RGP de 12.310 PCN/BN, similar a la de Costa Afuera.

Norte de Monagas (NDM) ha sido asiento de proyectos masivos de inyección de gas en varios de sus campos y yacimientos. Campos y yacimientos productores de crudo liviano y condensado de elevado valor comercial y cuya operación hace necesario el mantenimiento de presión para reducir la perdida de productividad.

Según información oficial de la misma PDVSA, en Norte de Monagas (NDM); casualmente el mismo distrito donde se originaron vicios de corrupción que conllevaron a la detención de su director (http://www.laiguana.tv/articulos/74106-pavel-rodriguez-pdvsa-oriente-detenido-maquillar-cifras) a finales de 2017, se practica activamente el desinfle de activos claves de petróleo que aun poseen en su haber significativos volúmenes de crudo Premium de elevado valor comercial, para pasar a ser producidos "preferencialmente" como yacimientos de gas en detrimento del estado Venezolano, al haber facilitado el derrumbe de la producción de ese distrito desde más de 1.000.000 B/D en 2008, a menos de 300.000 B/D en la actualidad.

Medidas desesperadas ante el derrumbe de la producción, el fracaso de los proyectos costa afuera, ante la hecatombe que vive PDVSA Gas Anaco desde 2008, ante la escasez de ideas y experticia. Optan por la destrucción sistemática de los activos de crudo y gas asociado del país. Los responsables de liderar nuestra industria parecen haber pasado a la etapa terminal de devastación de lo poco que queda aun de pie; los yacimientos que conservan ingentes reservas de petróleo sin desarrollar, por producir y que poseen un volumen foráneo de gas necesario para asegurar la continuidad de su vida productiva.

Al parecer esa "ojala-minúscula-porción" irresponsable y cuestionada de PDVSA, ha preferido dejar de producir desde 2008 un valioso petróleo, para desinflar dicho gas según demuestra su propia información oficial. Imposible creer que esa sea la manera en la que los supuestos defensores revolucionarios de la PDVSA de hoy, responden al juramento que a diario simulan hacer por las redes sociales de defender la industria petrolera. O quizá sea ese el resultado de haber impuesto al frente de la misma a representantes incapaces, indolentes e irresponsables disfrazados de rojo, aunque con el corazón puesto fuera del país que dicen amar?

PDVSA, Ramirez y Empresas Mixtas Al Desnudo

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El Precario Estado de la INFRAESTRUCTURA de PDVSA

PDVSA. Plan 2000 - 2009. Una vision de Progreso

Este fue el plan que recibio el gobierno de Hugo Chavez en materia petrolera. 

 Chavez, dias despues de tomar posesion del cargo como Presidente, giro instrucciones para revisar todo lo concerniente a PDVSA y sus filiales.

Esto origino un "congelamiento" de dicho plan. Luego en el 2005, lanzan el Plan "Siembra Petrolera", el cual es el mismo del periodo 2000 - 2009, con poco (..o ningun cambio), con lo cual se habian perdido 5 años de fortalecimiento y crecimiento de la Industria de los Hidrocarburos Venezolana.... el resto es historia...

Todo culmino con la Quiebra de PDVSA!

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La ESCASEZ de GLP

Venezuela y su Potencial de Produccion de Petroleo

... Se Incendia la Gasolina!