11 de diciembre de 2013 / 19:43 / hace 4 años

Venezolana PDVSA inicia proyecto para recobrar 20 pct de reservas de Faja del Orinoco

Por Deisy Buitrago

CARACAS (Reuters) - La estatal venezolana PDVSA acometerá en solitario un proyecto de inyección de vapor para elevar el porcentaje de crudo que puede recuperar de los yacimientos de la Faja del Orinoco, tras años de negociaciones y ensayos para subir el factor de recobro en el área con las mayores reservas de crudo del país.

Con una producción declinante y más de media docena de firmas extranjeras iniciando ambiciosos proyectos conjuntos de extracción y mejoramiento de crudo extrapesado en el Orinoco, PDVSA quiere demostrar que es posible incrementar en al menos un 20 por ciento el recobro, desde el 8 por ciento actual.

El vicepresidente de Exploración y Producción de Petróleos de Venezuela (PDVSA), Eulogio Del Pino, dijo a Reuters que la firma invertirá unos 500 millones de dólares para añadir 180.000 barriles por día (bpd) de crudo al bombeo de la Faja a partir de técnicas de recuperación secundaria que hasta ahora no han sido ejecutadas comercialmente en Venezuela.

"Ya está bueno de proyectos piloto (...) Hemos decidido irnos adelante con proyectos (de recuperación secundaria) en la Faja a través de inyección de vapor", dijo Del Pino en una entrevista telefónica.

"Las pruebas dicen que podemos elevar el factor de recobro a un mínimo de 20 por ciento", agregó.

El factor de recobro es el porcentaje de petróleo en sitio que se puede recuperar de un yacimiento con la tecnología disponible. Un recobro de 20 por ciento significa que de cada 100 barriles en el yacimiento, 20 son extraíbles en última instancia.

El recobro en la Faja ha sido históricamente bajo en comparación con el promedio nacional debido principalmente a la densidad de los crudos de esa zona, de 8 a 9 grados API y que requieren ser mejorados para poder ser exportados.

Por eso en los últimos años PDVSA ha estado ejerciendo una presión creciente sobre sus socios que en otros países han ensayado exitosamente con costosas técnicas de recuperación secundaria para extraer más barriles del subsuelo.

La Faja cuenta con 4 bloques: Junín, Boyacá, Ayacucho y Carabobo, además de campos vecinos como Morichal que se han anexado para conformar el área de producción más grande del país con 1,2 millones de bpd de capacidad y la opción de triplicar ese número al final del próximo lustro.

Según los estados financieros auditados de PDVSA, en el 2012 la producción en la Faja fue de 1,17 millones de bpd.

Del Pino especificó que en el campo Morichal ya arrancó el proyecto de recuperación secundaria con inyección de vapor y en los próximos meses comenzarán emprendimientos similares en los bloques Junín y Ayacucho.

"Estamos hablando, en todos los bloques, de un total de unos 180.000 barriles provenientes de recuperación", explicó.

NIVELANDO LA PRODUCCIÓN

Mientras la producción de crudo de Venezuela sigue estancada en alrededor de los 3 millones de bpd, incumpliendo repetidamente las metas anuales de incremento, Del Pino calificó la decisión de adelantar el plan de recobro como una "responsabilidad".

"No se puede seguir con un factor de recobro primario nada más", dijo.

En los 14 años de mando del fallecido presidente Hugo Chávez y en el Gobierno de Nicolás Maduro, que ahora lo sucede, la Faja ha sido el punto focal del negocio petrolero.

En el 2010 el Gobierno ejecutó una gran licitación de áreas que permitió a dos consorcios liderados por PDVSA y las firmas Repsol de España y Chevron de Estados Unidos intervenir el bloque Carabobo de la Faja y en paralelo asignó de manera directa varias áreas adicionales en el vecino bloque Junín a firmas de Italia, Rusia, China y Vietnam.

Con una inversión cercana a los 20.000 millones de dólares, cada uno de estos proyectos puede extraer al menos 200.000 bpd de crudo y procesarlos en mejoradores que planean ser erigidos en alrededor del año 2016. Para esa fecha, las firmas privadas participantes se comprometieron a alcanzar un recobro mayor.

Del Pino dijo que aunque PDVSA adelanta los primeros planes de recuperación en solitario, las empresas mixtas con firmas privadas también deben acometerlos con una inversión conjunta.

Desde la asunción de Maduro, a mediados de abril, PDVSA ha iniciado un inesperado acercamiento con las firmas locales de bienes y servicios petroleros, en medio de grandes deudas acumuladas con sus proveedores.

A eso se suma la tensión en las relaciones con las compañías foráneas que integran las empresas mixtas debido a cambios en las condiciones de los proyectos.

Aupado por el acercamiento, el presidente de la Cámara Petrolera de Venezuela, Alfredo Hernández, dijo que las empresas de servicios están listas para participar.

"La voluntad es de adecuarse al requerimiento", argumentó.

INYECTANDO VAPOR

En el 2011, Venezuela le arrebató a Arabia Saudita el liderato de los países con las mayores reservas probadas de crudo al certificar 296.501 millones de barriles de crudo, la gran mayoría proveniente de la Faja.

Allí, debajo de unos 55.314 kilómetros cuadrados -un área más grande que Suiza- yacen, según cifras oficiales, unos 1,36 billones de barriles de petróleo original en sitio.

El Servicio Geológico de Estados Unidos aseguró en un estudio que de ese total, 513.000 millones de barriles son recuperables con la tecnología actual, lo que supuso un factor de recobro incluso superior al que PDVSA aspira.

Pero para ello se requeriría el desembolso de multimillonarias inversiones en un entorno signado por la inestabilidad jurídica, el constante aumento de la participación fiscal del Estado en el negocio petrolero y la tirantez en las relaciones de PDVSA con sus socios.

Las técnicas en el mercado más utilizadas para subir el factor de recobro en campos de crudos pesados son Sagdi, combustión in situ, Thai, Bapex e inyección continua y alterna de vapor, pero no son aplicables a pozos no completados térmicamente como es común en la Faja.

De todas formas, el país sudamericano espera duplicar su capacidad de producción a unos 6 millones de bpd en el 2016 y con ello exigir una mayor cuota de extracción en la OPEP, que actualmente es del 11,5 por ciento del total de los 30 millones de bpd del grupo.

Reporte de Deisy Buitrago; Editado por Diego Oré y Marianna Párraga

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