Tras cinco planes fallidos, la producción en la Faja Petrolífera del Orinoco declina
La joya de la corona del socialismo del Siglo XXI, en materia petrolera, es la Faja Petrolífera del Orinoco (FPO).
Por Nelson Hernández | Ingniero energista @energia21
En los últimos 18 años, la atención de PDVSA estuvo centrada en la FPO, iniciándose con el proyecto “Magna Reserva” que concluyó con la “certificación” de más de 200 millardos de barriles de reservas de petróleo, dando así origen a la frase: Venezuela, el país con las mayores reservas mundiales de petróleo.
Otro aspecto fue la conversión a Empresas Mixtas (2005), de las principales compañías que venían explotando el crudo extra pesado de la FPO, y que lo adecuaban al mercado mediante las plantas mejoradoras (…No se ha hecho ninguna otro mejorador a la fecha).
En el Plan Siembra Petrolera y en el Plan de la Patria, se le asignaba a la FPO volúmenes de producción del orden de los 4 MBD (Millones de Barriles Diarios). Tal como lo refleja la gráfica a continuación. Es de señalar que en el 2008, viendo que era inalcanzable la producción prometida, crearon la División FPO (corrieron los límites geográficos de la FPO e incorporaron campos con crudos distintos a los crudos FPO)
En otras palabras, la producción de la División FPO, es una mezcla de distintas gravedades de crudo. Para el 2016, la división producía unos 1.300 kBD (Miles de Barriles Diarios)
Como consecuencia de no haber instalado nuevos mejoradores de crudo, PDVSA recurrió a la mezcla de crudo FPO (8 a 10 °API) con petróleos livianos o nafta para obtener un crudo mejorado de 14 °API (pesado), denominado Merey. Esta vía de mejoramiento, es económicamente viable ante un mejorador para periodos cortos (inicios de producción o producción temprana).
En un principio se utilizaba crudos livianos de producción autóctona, pero estos comenzaron a declinar como resultado de la poca atención que se le puso a la explotación de los principales yacimientos productores como son los del lago de Maracaibo y el Furrial.
La gráfica a continuación muestra la evolución de la producción del petróleo venezolano por tipo de crudo. Grupo 1 (Condensados, Livianos y Medianos) y Grupo 2 (Pesados y Extra pesados)
En lo atinente al Grupo 1 (G1), su declinación ha sido constante desde el 2006, pasando de 1.795 kBD a 710 kBD en el 2017. Una pérdida del potencial de producción de casi un millón de barriles diarios.
Con respecto a los crudos del Grupo 2 (G2), estos experimentaron un aumento al pasar de 720 kBD en el 2004 a 1.520 kBD en el 2013. A partir del 2013, la producción comienza a declinar situándose en 770 kBD en el 2017. Es decir, una pérdida de 750 kBD.
Hasta el 2012, la producción de crudos del G2 compensaban la caída de la producción del G1… pero la caída del G2 es dramática motivada, principalmente, a las limitaciones financieras por la que atraviesa PDVSA y sus empresas mixtas y filiales.
La falta de crudos livianos para producir crudo FPO es cada vez mas crítica. No hay dinero, ni créditos para su importación.
Toda esta debacle luce inverosímil. El país con las mayores reservas de hidrocarburos no las puede producir. Todo como consecuencia de la aplicación de políticas públicas energéticas erradas.
En el mediano plazo, revertir esta situación es cuesta arriba. Se necesita mucho dinero, tecnología y recursos humanos idóneos… más aun en la FPO, por las características intrínsecas de su petróleo, de allí su no convencionalidad de explotación.
Ni el cambio de nombre, ahora Faja Petrolífera del Orinoco Hugo Chávez, pudo evitar la disminución de la producción.