PDVSA Detrás Del Acuerdo Gasífero Con Trinidad

PDVSA Detrás Del Acuerdo Gasífero Con Trinidad by energia21 on Scribd

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 busca apoyo de socios privados para Mariscal Sucre

Rosneft ya acordó participar en la explotación de gas y condensados

Pdvsa requiere más gas natural para la generación termoeléctrica, y así poder reducir el consumo de combustibles líquidos en el país 

 

ERNESTO J. TOVAR

La producción de gas natural en Venezuela sigue esperando por el despegue de los proyectos costa afuera Rafael Urdaneta, Mariscal Sucre y Plataforma Deltana en Falcón, Sucre y Delta Amacuro, respectivamente, para aprovechar las importantes reservas de gas disponibles en todo el país (calculadas en 197 TCF o billones de pies cúbicos) y así poder alimentar el mercado interno de hidrocarburos y pensar en la exportación tanto de gas licuado como de líquidos del gas natural.

Petróleos de Venezuela, con urgencias para aumentar el suministro de gas al mercado interno que permita disminuir tanto el déficit de gas como el alto consumo de combustibles líquidos (gasolina y diesel, fundamentalmente), está abierta a la incorporación de socios privados (mediante el pago de un bono de entrada) al proyecto Mariscal Sucre, que le permitan afrontar las próximas inversiones al compartir parte del capital accionario del proyecto.

Mariscal Sucre está compuesto por los campos Patao, Mejillones, Río Caribe y Dragón, y cuenta con 14,3 TCF en reservas de gas. Se prevé que alcance un tope de producción de 1.250 millones de pies cúbicos diarios (mmpcd) de gas y 27 mil barriles diarios de condensados del gas natural alrededor del año 2017.

Los primeros campos que se esperaba entraran en producción para el cierre de 2013 fueron Patao y Dragón. Pdvsa reiteró varias veces el año pasado que se alcanzaría un volumen de 300 mmpcd de producción de gas en una primera fase, utilizando el gasoducto nororiental José Francisco Bermúdez, que recorre áreas desde Anaco hasta Cumaná y la península de Paria.

Pdvsa ha conducido el desarrollo de Mariscal Sucre con varios escollos y contratiempos, al menos durante el último lustro. Varias empresas transnacionales del sector petrolero y gasífero han declinado participar en el proyecto por su poco atractivo en su primera fase, pues los campos Patao y Dragón tienen gas seco que se destinará al mercado interno por decisión de Pdvsa, con precios altamente subsidiados.

Pero los otros dos campos a incorporarse en la segunda fase, Río Caribe y Mejillones, tienen gas con líquidos (butano, propano, etano), que se cotizan a precios similares a los del petróleo y no están sujetos a cuotas dentro de la OPEP, por ejemplo; o que también pueden emplearse en la industria petroquímica.

Para esa segunda fase Pdvsa ya cuenta con la rusa Rosneft, con la cual se acordó que se sumen 600 millones de pies cúbicos de gas natural (adicionales a los 300 millones iniciales), pero además con la extracción de 20 mil barriles diarios de condensados, según cálculos de la estatal. Esta segunda fase debe estar operativa para el año 2017.

En 2012 se calculó que todo el proyecto tendría un costo de 3.200 millones de dólares. Ante el tamaño de los costos, que incluyen varias exploraciones y certificaciones de las reservas en Mariscal Sucre, Pdvsa ha realizado varios acercamientos con empresas transnacionales como la China National Offshore Oil Corporation (Cnooc), con la cual se firmó un memorando de entendimiento para que participara en Mariscal Sucre.

La estatal también ha buscado mecanismos como la explotación de condensados para financiarse, no solo en Mariscal Sucre, sino también en Rafael Urdaneta en Paraguaná.

En este proyecto gasífero en Falcón acompañan a Pdvsa las empresas ENI de Italia y Repsol de España, para la explotación del pozo Perla 3X, ubicado en el bloque Cardón IV.

En particular Pdvsa y ENI acordaron crear una empresa mixta que se encargue de explotar los condensados del gas natural presentes en las costas de Falcón, que pueden alcanzar hasta 37 mil barriles por día. Se calcula que Rafael Urdaneta cuenta con 182 millones de barriles de condensados en reservas.

En agosto de 2013 el ministro de Petróleo, Rafael Ramírez, dijo que esta empresa de condensados es una vía de financiamiento para apalancar la producción gasífera en el pozo Perla 3X, del cual se espera obtener 1.200 millones de pies cúbicos día de gas en producción a partir de diciembre de 2014, según Pdvsa.

A finales del año 2012 se calculó que el proyecto Rafael Urdaneta tendría un costo aproximado a los 4.996 millones de dólares.

Explotacion Conjunta de Gas Costa Afuera (Venezuela y Trinidad/Tobago)

En una interpelación ante el parlamento de Trinidad y Tobago el pasado lunes, el ministro de Energía y Asuntos Energéticos de Trinidad y Tobago, Kevin Ramnarine, informó que el acuerdo firmado con Venezuela se refiere a  ”la estructura funcional y a la gobernabilidad de la explotación del campo de Loran – Manatí y establece el operador de la unidad y su dirección a través de tres cuerpos”

“El primer cuerpo es el Comité de Dirección, compuesto por representantes de los gobiernos y de las cuatro empresas involucradas Las cuatro empresas son : Chevron Trinidad y Tobago, Chevron Global, British Gas Trinidad y Tobago y empresa estatal venezolana PDVSA.

El segundo cuerpo es el Comité de inversiones, integrado por las cuatro empresas que se acaban de mencionar, y el tercer cuerpo es la Entidad Ejecutora , elaborada a partir de las cuatro empresas”.

“El Comité de Dirección le hace recomendaciones a la Comisión Ministerial Conjunta quien tiene la autoridad sobre las operaciones del Comité de inversiones y del Comité de Ejecución. Así, la Comisión Ministerial Conjunta es la autoridad suprema . Los miembros del Comité de Dirección  tienen el derecho de voto de conformidad con sus títulos de participaciónl bajo los Contratos de Producción Compartida , de nuestro lado en el caso del bloque 6 , y en el lado venezolano, en el caso del bloque 2” expuso Ramnarine.

A los efectos de la toma de decisiones , el porcentaje de participación de los miembros del comité de dirección  está determinado por dos contratos de producción compartida , de nuevo , el bloque 6 Trinidad y Tobago , Venezuela y el bloque 2 . Los derechos de voto se desglosan de la siguientes manera:

- El Gobierno de Trinidad y Tobago: 16.97 %

- British Gas Trinidad y Tobago: 4,98 %

- Chevron Trinidad y Tobago 4,98 %

- El Gobierno de la República Bolivariana de Venezuela , 14,61 %

- PDVSA 35.65%

- Chevron Global, 22,79 %

Si se agrega a todos juntos , obtendrá 99.99 y hay un poco de redondeo porque usé dos decimales” dijo Ramnarine.

Del lado venezolano

En total, los votos venezolanos en el esquema de explotación suman 50,26%.

A principio de mes, el ministro de Energía y Petróleo de Venezuela, explicababa que el más importante de los yacimientos (Loran-Manatí) posee 10,25 billones de pies cúbicos de gas, repartidos en un “73,75 % para Venezuela y un 26,25 % de Trinidad y Tobago”.

“Hemos llegado a un acuerdo: lo vamos a explotar desde el lado venezolano que es donde está el 73,75 % del gas (…) y lo vamos a hacer entre (las empresas) PDVSA Gas y Chevron”, sostuvo.

Declaró que en los otros dos yacimientos compartidos, que suman poco más de 1 billón de pies cúbicos y donde Trinidad y Tobago cuenta con un mayor porcentaje, “se está avanzando en la parte técnica”, sin revelar nada más.

En el esquema que el ministro trinitario explicó al parlamento de su pais, se muestra que Venezuela rebajó su participación en la explotación del campo a 50,25% teniendo el 73,75% del gas, que tiene según el ministro Ramírez, 10,25 billones de pies cúbicos de gas.

La República de Venezuela, dueña del gas, estableció su participación en apenas el 14,61%. Cedió el 35,65% a Pdvsa y el (73,75% – 50,26%) 23,49% al resto de los participantes.

Este arreglo podría indicar que Venezuela no cuenta con los recursos para acometer las inversiones en el desarrollo del campo, por lo que cedería participación en el flujo de caja futuro futuro que generaría la explotación comercial.

Venezuela enfrenta un creciente déficti de gas para su uso doméstico en las plantas de generación eléctrica, las refinerías y plantas petroquímicas. Desde hace dos años importa gas de Qatar y desde hace 4 años de Colombia. 

Pdvsa afirma que gas de Oriente suplirá a Occidente

Sistema ICO llevará gas desde Oriente para cubrir las ventas a Colombia

ERNESTO J. TOVAR  

 

El gas que Venezuela importa de Colombia y las necesidades de gas en Occidente será suplidos con la producción obtenidas Costa Afuera en Oriente, en la Faja del Orinoco y en el norte de Monagas, aseguró el ministro de Petróleo y Minería y presidente de Pdvsa, Rafael Ramírez.

La estatal petrolera aspira a que en julio de 2014 se haga la reversión del flujo de gas de unos 190 millones de pies cúbicos diarios (mmpcd) que se compran a Chevron y Ecopetrol en Colombia, a través del Gasoducto Transcaribeño Antonio Ricaurte. Según Ramírez, Venezuela estará lista para "exportar a Colombia al menos los 150 mmpcd de gas que están fijados en el contrato".

Ese flujo de gas, que básicamente alimenta a Maracaibo, será reemplazado por la producción obtenida en Oriente. El ministro de Petróleo indicó que "se han hecho inversiones en el sistema central de gasoductos. Lo hemos ampliado y está listo. Probablemente el último por culminar sea el ICO (Interconexión Centrooriente-Occidente), donde la planta compresora de gas en Morón entrará en operación para tener capacidad de transportar en el ICO unos 500 mmpcd, desde los 120 o 150 mmpcd de ahora", desde Oriente hacia Occidente.

"Hemos venido teniendo el fenómeno de que el norte de Monagas se ha convertido en un gran productor de gas, más de 4 mil millones de mmpcd. También estamos encontrando una cantidad de gas muy importante en la Faja, y ahí tendremos también volúmenes para nuestro mercado interno", dijo Ramírez.

Afirmó que estas tres fuentes "darán suficiente gas para garantizar nuestro mercado interno y poder exportar a Colombia", al punto de que "está entrando en operación la planta de urea en Morón, la más grande de Sudamérica, con unas 700 mil toneladas de producción al año y que demanda unos 45 mmpcd".

La disponibilidad de gas en Occidente, según los planes de Pdvsa, permitiría que se reactive toda la producción petroquímica en El Tablazo.

Al respecto Ramírez reconoció que la producción petroquímica de esa planta "ha estado baja, no tanto porque no haya suficiente gas -que en Occidente ha habido un problema de gas- sino porque ellos necesitan un volumen base para poder activar sus máquinas de compresión y ese volumen no hemos podido obtenerlo. Pero creemos que cuando tengamos todo ese gas fluyendo hacia Occidente podremos tener arriba todas nuestras plantas petroquímicas", manifestó.

Déficit de gas continuara por 4 años más

Nelson Hernandez

Una de las características que ha tenido la industria del gas en Venezuela, en los últimos 15 años, es la presencia de un déficit del orden de los 2500 MPCD como consecuencia de una baja en la producción de petróleo y un retardo marcado de la entrada en producción de los yacimientos de gas no asociado ubicados en costa afuera.

Una de esta caída en la producción ha ocurrido en el Centro Gasífero de Venezuela en Anaco, estado Anzoátegui. En el año 2006, este centro producía 1600 MPCD, llegando  a producir 790 MPCD. Lo interesante de esto, es que esta baja en la producción obedece a malas prácticas gerenciales en la explotación y desarrollos de los yacimientos, ya que estos contienen reservas por el orden de los 22 TPC.

PDVSA, en el año 2005 presento su plan a 5 años denominado “Plan Siembra Petrolera”, en el cual se contemplaba una producción de gas para el año 2012 de 11000 MPCD. El plan no fue llevado a cabo, aun cuando existían suficientes recursos financieros para realizarlo, lo que llevo a obtener una producción  en el año 2012 de 7190 MPCD. Dicho plan ha sido desplazado en el tiempo, y la tabla a continuación es la última versión.

De cumplirse como está planificado, se puede considerar que es en el año 2019, cuando se alcanzaría un volumen de producción (10270 MPCD) cercano al indicado en el plan original del 2005.  

Por otra parte, es de aclarar que los volúmenes a producir en el periodo indicado serian para satisfacer los requerimientos del mercado interno, los cuales tienen que ser jerarquizados para definir su uso final, ya bien sea para el desarrollo de la Faja Petrolífera del Orinoco o para los sectores domésticos, comercial e industrial. En otras palabras, no habría disponibilidad suficiente para satisfacer a todos… y mucho menos para exportar. (Ver AQUÍ).

Se espera por el gas de Mariscal Sucre para bajar déficit interno

Tras años de retrasos, se prevé que aportará 300 mmpcd en 2013

El proyecto Mariscal Sucre en el estado Sucre, antes llamado Cristóbal Colón, ha tratado de desarrollarse desde 1993 ARCHIVO

ERNESTO J. TOVAR

Para Venezuela acumular casi 197 TCF (billones de pies cúbicos) en reservas de gas natural no se ha traducido en poder aprovechar este hidrocarburo, apreciado por ser poco contaminante y por ofrecer diversas aplicaciones en el campo de petroquímico, eléctrico e industrial.

Pdvsa anunció recientemente -de nuevo, tras varios intentos- que este año se obtendrán las primeras moléculas de gas del proyecto Mariscal Sucre en Oriente.

Compuesto por los campos Patao, Mejillones, Río Caribe y Dragón, Mariscal Sucre cuenta con 14,3 TCF en reservas de gas, y se espera que pueda alcanzar un máximo de producción de 1.250 millones de pies cúbicos diarios (mmpcd) de gas y 27 mil barriles diarios de condensados del gas natural como tope de producción, alrededor del año 2017.

La primera producción de Mariscal Sucre se calcula que rondará los 70 millones de pies cúbicos, según informó Pdvsa. Se espera que al final de 2013 se aporten unos 300 millones de pies cúbicos por día al mercado interno, contando con el gasoducto nororiental José Francisco Bermúdez, cuyo tramo de Anaco a Cumaná ya fue inaugurado.

Si bien la producción de gas costa afuera de Mariscal Sucre no resolverá el déficit, ayudará a mejorar la oferta y significará un alivio para Pdvsa, cuya prioridad es "desplazar los volúmenes (de combustibles líquidos) que estamos utilizando en el sector eléctrico", en palabras del propio Rafael Ramírez, presidente de Pdvsa y ministro de Petróleo.

Actualmente el avance del mercado interno y la necesidad de generación termoeléctrica ha llevado a una altísima dependencia de los combustibles líquidos derivados del petróleo, al punto de que ha afectado las exportaciones de Petróleos de Venezuela y sus resultados financieros, pero que también ha generado fallas en suministro de gas como materia prima para áreas como refinación, petroquímica o industrias básicas en Guayana.

En el caso del sector eléctrico, éste absorbe no solo un alto volumen de combustibles líquidos -casi 300 mil barriles diarios, alrededor de 40% del mercado interno-, sino que también es el primer receptor del gas metano que Pdvsa inyecta al mercado interno.

Al cierre del año 2012, el volumen utilizado por la actividad eléctrica, como combustible de las plantas termoeléctricas para la generación de energía aumentó 18,6%, de 552 millones de pies cúbicos por día en 2011 a 655 millones de pies cúbicos por día en 2012.

Un intento tras otro

Mariscal Sucre, que en los años 80 y 90 se conoció como Proyecto Cristóbal Colón, aborda de esta manera su sexto intento de explotar sus reservas gasíferas. En 1993 hubo un intento de desarrollo donde participaron Pdvsa, Shell, Exxon, y Mitsubishi; después otro en el año 2000 (ya como Mariscal Sucre y en el primer Gobierno de Hugo Chávez) donde estuvieron Shell, Mitsubishi y Pdvsa, y otra más en 2006 con Petrobras.

Entre 2009 y 2012 se aglutinaron esfuerzos en el Gran Proyecto Delta Caribe, posteriormente se invitó a Petronas (que contó con amplias facilidades y condiciones flexibles), y finalmente, a principios de este año, se acordó con la rusa Rosneft su incorporación a la segunda etapa de explotación de Mariscal Sucre.

Rosneft, que se ha consolidado como un gran socio de Pdvsa y aliado político de Venezuela, deberá ayudar a sumar otros 600 mmpcd de gas a la producción y además obtener 20 mil barriles día de condensado.

El año pasado se calculaba que el proyecto Mariscal Sucre implicaría una inversión de unos 3.200 millones de dólares.

Gas: ¿Vapores de la fantasía?

         Eddie A. Ramírez S.

“A la vuelta de dos o tres años tendremos la fiesta del gas”, declaró Chávez hace catorce años. Hoy, todos los proyectos tienen un gran atraso e importamos gas de Colombia.  Sin embargo, el régimen considera un logro participar en el  Foro  de Países Exportadores de Gas.

La Ley de Hidrocarburos Gaseosos permite que  privados participen en este negocio, pero las trabas gubernamentales han limitado los avances.    Comercialmente la demanda se centra en dos tipos de gas. El que viene en bombonas para uso doméstico se denomina Gas Licuado del Petróleo o GLP y es una mezcla de los gases propano y  butano, obtenidos de la refinación del petróleo. El otro es gas metano, denominado gas natural,  que se obtiene de yacimientos en los que se encuentra libre o bien asociado al petróleo; se distribuye por  tuberías o puede ser exportado en barcos previa transformación en líquido. En Venezuela un 85% del gas que se extrae se encuentra  asociado al petróleo. Los grandes yacimientos de gas libre se encuentran costa afuera.
 
Con respecto al gas de bombona son muchas las quejas de los usuarios sobre las dificultades para conseguirlo. Ello se debe a los frecuentes accidentes en las refinerías, a la escasez de los envases por no prever que la demanda ha aumentado y que es necesario sustituir las bombonas viejas. Además, después que estatizaron las empresas envasadoras y distribuidoras, sustituyéndolas por Pdvsa  Gas Comunal,se han presentado todo tipo de problemas.

En cuanto a los proyectos de gas metano, el Plan de Negocios establecía que para el 2008 se debían de estar produciendo 10.300 millones de pies cúbicos por día(mmpcd), pero a la fecha apenas se  producen  7.327  Recordemos algunas promesas: Luis Vierma, entonces Director de Pdvsa, declaró en el 2005 que “A principios del 2008 el gas del Mariscal Sucre llegara al mercado interno”. Rafael Ramírez en el 2006: “A partir de mayo del 2007 Colombia nos suministrará 150 mmpcd durante cuatro años, pero a partir del 2011 Venezuela le venderá a Colombia entre 150 y 200 mmpcd durante 16 años”. La realidad es que hoy en día Colombia nos vende 187 mmpcd.  En el 2012, Eulogio Del Pino declaró:  “Cardón IV debe estar produciendo 300 mmpcd en el primer semestre del 2013”. Todavía ni una molécula.

Con respecto a la locura de Chávez  de construir un gasoducto hasta la Argentina, y vender el gas a menor precio que el que nos pagaría cualquier país desarrollado, el Director citado declaró en el 2006 que ese gasoducto es “conveniente geopolíticamente y es económicamente viable”. En relación al gas para vehículos(metano), el Plan de Pdvsa contemplaba que para el 2009 deberían estas acondicionados 500.000 vehículos, pero Pdvsa reconoce que hasta el 2012 solo llegó a  194.363.  Hoy, el precio del gas se derrumbó y la demora en los proyectos de exportación hace muy difícil que podamos concretarlos.  Contamos con grandes reservas (33.864 millones de barriles de petróleo equivalente) pero, recordando a Andrés Eloy, podemos afirmar que en manos de los rojos el gas solo ha sido “vapores de la fantasía”.

Como en botica: Rechazamos el acoso de la Fiscalía a Nelson Bocaranda para limitar la libertad de expresión.

Repsol reitera que gas de Cardón IV no llegará antes de 2014

Prevén arrancar con volumen de 300 mmpcd por condiciones técnicas

Producción en el bloque Carabobo empezará en junio

El inicio de la producción de gas en el bloque Cardón IV, en el proyecto Rafael Urdaneta, será en el año 2014, aseguró la empresa petrolera española Repsol durante una conferencia con analistas financieros que tuvo lugar ayer en Madrid.

Miguel Martínez San Martín, director financiero de Repsol, informó que en el pozo Perla, en el proyecto gasífero Cardón IV, no habrá producción durante el año 2013 sino en 2014.

Cardón IV es un consorcio conformado por Repsol y la italiana ENI, y para la explotación se prevé que Petróleos de Venezuela (Pdvsa) participe con 35% de los derechos de explotación. El negocio comprende el aprovechamiento del campo Perla, que tiene reservas de 9,51 billones de pies cúbicos (9,51 TCF por sus siglas en inglés), así como 182 millones de barriles de condensados.

Durante los años 2011 y 2012 la aspiración oficial de Pdvsa era que la producción temprana en Cardón IV fuera de al menos 80 millones de pies cúbicos de gas al día (mmpcd) en el año 2012, para alcanzar posteriormente la Fase I de producción de 300 mmpcd en el año 2013.

Incluso en septiembre de 2012 Pdvsa afirmó que la producción de 300 mmpcd se alcanzaría en 2013 durante el primer semestre, con una fase previa de 150 mmpcd en el primer trimestre de este año. La afirmación contradijo lo entonces manifestado por Repsol, que indicó que Cardón IV solo arrancaría después de enero de 2014.

Fuentes cercanas al proyecto indicaron que se prevé arrancar la extracción de gas en 2014 ya con un volumen de al menos 300 mmpcd, pues las condiciones técnicas de las tuberías y ductos de transporte impiden trabajar con un volumen menor sin efectos perjudiciales para la infraestructura.

Por otra parte, Repsol confirmó que entre mayo y junio de este año se iniciará la producción temprana en el bloque Carabobo de la Faja, en el área designada para la empresa mixta Petrocarabobo (conformada por Pdvsa y Repsol, entre otros socios).

El primer volumen esperado será de solo 2.200 barriles por día.

Infraestructura de Proyectos de Gas Natural Oriente de Venezuela

Infraestructura de Proyectos de Gas Natural Oriente de Venezuela

Corrupcion Division Costa Afuera PDVSA

Corrupcion division costa afuera pdvsa 2

View more presentations from plumacandente.

¿Explotacion primer pozo de gas costa afuera?

Diego Gonzalez

¿Cómo se puede hablar “de la explotación del primer pozo de gas costa afuera”?



¿Podrá alguien explicar adonde va a ir la producción de gas natural de ese pozo, supuesta a ser recibida en Guiria (Proyecto CIGMA), donde no existe hoy por hoy alguna infraestructura para manejar ese gas para enviarlo al mercado interno o para licuarlo para exportación? De lo que se deduce estará cerrado por un buen tiempo, es decir, que no se va a “explotar”.



La nota de PDVSA (abajo) habla de la prueba de producción del primer pozo de gas en el área. Parece que no recuerdan que las 4 áreas de ese campo fueron perforadas y evaluadas desde los 80 por Lagoven (Proyecto Cristóbal Colon que se cancelo en 2000 y se reactivo en 2002 – ver Área que por lo demás ya tiene reservas probadas en libros reportadas por el MENPET.



La empresa ExcelTec C.A. realizó para Lagoven varios estudios en los años 90, entre otros el estudio “Proyecto Cristóbal Colon. Planificación de desarrollo aguas arriba. Lagoven, Shell, Exxon, Mits. (1992-1994)” y “Estudio de las opciones de producción de gas y condensado en Rio Caribe. Lagoven (1990-1991)” entre otros. porque ya el área estaba lista para ser desarrollada ver .



Otra referencia de que ya esa área esta mas que descubierta y perforada la pueden ver en el diccionario Polar.

(…) LAGOVEN descubrió, entre 1978 y 1983, nueve campos de gas natural aguas afuera de la península de Paria en la cuenca de Margarita, que serán explotados por una empresa mixta con la Shell, la Exxon y Mitsubishi (Proyecto Cristóbal Colón).