realidad operativa de la industria petrolera venezolana

Taller sobre la Industria Venezolana de los

Hidrocarburos

Realidad Operativa de la Industria Petrolera Venezolana

(Presente y Futuro)

Ing. Nelson Hernández Septiembre 2011

Contenido• Los hidrocarburos en el contexto energético

mundial

• Venezuela potencia energética?

• El entrampamiento energético venezolano

• Desmitificando a la Faja Petrolífera del Orinoco

• Resolviendo la crisis

Demanda Mundial de Energía%

Leña

Carbón

Petróleo

Opciones de abastecimiento de la demanda mundial 1860-2060

Fuente: BP Infografía: Nelson Hernandez

-150 -100 -50 0 50 100 150 200 250 300

Kuwait

Irak

Canadá

Irán

Venezuela

Arabia Saudita

Resto Mundo

Emiratos Árabes

Kazakhstan

Libia

Rusia

115

137

175

211

265

40

46

77

98

102

117

Variación con respecto al 2000

Reservas 2000

Nota: Cifras en millardos de barriles

Los 10 primeros en reservas de petróleo (2010)

Mundo2010 1383

2000 1105

Variación 278

Los primeros en petróleo de lutitas (Oil Shale)

Fuente: WEC. Survey Energy Resources (2007)Infografía: Nelson Hernandez

Moroco

Italia

Brasil

Congo

Rusia

Estados Unidos

China

Estonia

Australia

Jordania

16

0tros

Canadá

16

32

34

53

73

82

100

248

2085

72

15

Cifras en Giga Barriles

Petróleo de lutitas (Oil Shale) = 2826

Petróleo Convencional = 1383

2009. Los 10 primeros en gas natural convencional y no convencional (TPC)

China

México

Argentina

Estados Unidos

Canadá

Australia

Sur África

Resto del Mundo

Brasil

Argelia

Libia 290

231

226

1014

485

396

388

774

681

1275

862

Gas no convencional (Gas de Lutitas) *

Total = 6622

159

Estados Unidos

Qatar

Turkmenistan

Irán

Arabia Saudita

Rusia

Emiratos Árabes

Venezuela

Nigeria

Argelia

Resto del Mundo

896

1046

1567

245

280

286

185

200

227

1530

Gas convencional

Total = 6621(*) Técnicamente recuperables

Fuente: BP/EIA Infografia: Nelson Hernandez

No ConvencionalNO OPEP

OPEP Convencional

Biocombustibles Areniscas petrolíferasGas a líquidos Carbón a líquidosBitumen (Canadá)Petróleo extrapesado (FPO)

2008

4.0

46.6

35.0

85.6

2035

13.0

52.5

110.8

45.3

0.10.2

1.5

1.5

0.7

4.1

0.4

1.4

5.2

1.5

0.4

Mundo. Satisfacción demanda combustibles líquidos (MMBD)

Fuente: EIA Elaboración: Nelson Hernández


mundial





100.0

450Total

20.894Hidráulica

5.826Maremotriz

1.88Geotermal

15.670Eólica

50.6228Solar

3.817Bio Energía

1.67Mini Hidráulicas

%Millones de TPE

2010. Potencial energético estimado de Venezuela

Fuentes:

(1) Tomadas del informe BP 2011 (http://www.bp.com/productlanding.do?categoryId=6929&contentId=7044622)

(2) “Energías Renovables: potencial energético de recursos aprovechables”. División de Alternativas Energéticas, MEM (2001) MARTÍNEZ, A.

(3) Venezuela en el Juego Nuclear (

http://plumacandente.blogspot.com/2009/10/venezuela-en-el-juego-nuclear.html) Elaboración: N. Hernández

36655

560

450

320

4925

30400

Millones de TPE

100.0Total

1.5Nuclear (3)

1.2Renovables (2)

1.0Carbón (1)

13.4Gas (1)

82.9Petróleo (1)

%

TPE = 7.33 Barriles Petróleo Equivalente

http://www.bp.com/productlanding.do?categoryId=6929&contentId=7044622

http://plumacandente.blogspot.com/2009/10/venezuela-en-el-juego-nuclear.html

Maracaibo –

Falcón

20

Apure - Barinas

1.2

Oriente

275.2

Carúpano0.1

296.5TOTAL

256.20 – 9.9X Pesado

17.610 – 21.9Pesado

10.422 – 29.9Mediano

10.330 – 38.9Liviano

2.0Mayor de 39

Condensado

Reservas (GB)

Grav, APITipo

FPOP = 3.8

XP = 254.5

Fuente: PDVSA 2010 Infografía: Nelson Hernandez

Venezuela: Reservas de petróleo 2010 (10 9 barriles)

No Asociado = 26

(13 %)

Tierra

Costa Afuera

201

11.1 %

Asociado = 175

(87 %)

24.6 %

62.4 %

Áreas TradicionalesFPO

Venezuela: Reservas de gas al 2010 (10 12 pies cúbicos)

Fuente: MENPET/PDVSA Infografía: Nelson Hernandez

Reservas de Petróleo

Total = 297 GB

12.9 %

87.1 %

Promedio producción de petróleo y precios por periodos presidenciales

Fuente: PODE/MENPET/PDVSA Infografía: Nelson Hernandez

Precio Cesta Venezuela ($/B)Producción (MMBD)

JLLHCCAP1RC1RLRB CAP2 HCHRC2

11.39

2.322.02.0

17.98

23.31

27.54

42.70

18.12

2.25

1.782.07

2.41

3.49

2.60

2.953.473.05

Población Hidroc. líquidos HidroelectricidadGas Energía percapita

98 00 02 04 06 08 10

0.6

0.8

1

1.2

1.4

1.6

Comparación periodo 1998 – 2010 (1998 = 1)

Fuente: PDVSA / PODE /CORPOELEC / INEInfografía: Nelson Hernandez


mundial





6

5

3

21

Ausencia mantenimiento

Disminución recursos

Predominio Política

Endeudamiento

Negocios no

medulares

Incumplimiento planes

Crisis Hidrocarburos

• Merma de los recursos de PDVSA (endeudamiento)• Deterioro profesionalización de RRHH (fidelidad política)• Dificultad para mantener la producción (caída del

potencial)• Opacidad en la información (incredibilidad)• Inseguridad en las operaciones (incremento

accidentalidad)• Restricciones en el suministro de combustibles (crisis

energética)

Crisis de los Hidrocarburos

2

3

4

5

6

99 00 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10

6.0

3.63.95

3.6

2.5

3.2

2.1

Producción de Petróleo

MMBD

PDVSA Plan de negocio 1999 - 2008Actual

Fuente: PDVSA /archivos NH Infografia: Nelson Hernandez

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

98 00 05 10 12

Plan Siembra Petrolera (2006 – 2012) *

Producción real

(*) Aumento producción crudos CLM / Producción gas libre en tierra y costa afuera

Venezuela. Producción de petróleo Vs. Plan Siembra Petrolera

Fuente: MENPET/MPPEE/archivos NH Infografía: Nelson Hernandez

MBD

5840

Producción real Plan 2006 - 2012 Plan 2010 - 2015

4000

6000

8000

10000

12000

14000

00 02 04 06 08 10 12 1498

11000

13890

6905

MMPCD

Fuente: PDVSA Infografía: Nelson Hernandez

Venezuela. Planes de producción de gas

El nuevo plan de producción de gas 2010 – 2015, establece volúmenes de gas difíciles de materializar por encontrarse desfasados los proyectos que originan el aumento de producción, especialmente los concernientes al gas libre costa afuera

Terceros (OPEP, EIA, PIW)

PDVSA

2.0

2.5

3.0

3.5

98 00 02 04 06 08 10

MMBD

2.392.51

2.56

2.34

2.60

3.313.33

3.25

2.54

2.10

3.24

Venezuela. Información producción de petróleo

Infografía: Nelson Hernandez

2.1001-01-09

2.2601-11-08

2.3901-10-08

2.5001-08-08

3.2201-11-06

Volumen (MMBD)

Fecha

Venezuela

Asignación Producción OPEP

3.26

3.15

3.243.27

2.89

3.01Compra

0

50

100

150

200

250

300

350

99 00 01 02 03 04 05 06 07 08 09

Producción

Consumo mercado interno

Volumen máximo de producción

Venezuela. Producción y Consumo de gasolina automotor

Fuente: PODE 2008 / PDVSA 2009

Infografía: Nelson Hernández

MBD

Venezuela. Balance de Diesel

0

50

100

150

200

250

99 01 03 05 07 09 11

MBD Nivel máximo de producción =

241

Exportación Otros EléctricoImportación

275

74

151

11

2500 M

W

Proyección

Fuente: PODE / PDVSA Infografía: Nelson Hernandez

Producción Petróleo

Producción Gas

Insumo Refinerías

Exportación

Productos Refinados

Ingreso Divisas Disponibles Inversión

Mercado Interno

Otros

Eléctrico

Producción

Gas Libre

Disponibilidad de Gas

Otros

Eléctrico

Fuel Oil

Diesel

Producción

Petróleo

Importación

Productos

Generación Termoeléctric

a

DisminuciónAumento

Desfase planes

2011. El Entrampamiento Energético de Venezuela


Venezuela. Proyección (*) consumo de energía

Fuente: PDVSA / PODE /CORPOELEC / INE Infografía: Nelson Hernandez

1190

1380

Histórico últimos 5 años 65% mayor que el históricoFuente Hidrocarburos

0

200

400

600

800

1000

1200

98 00 02 04 06 08 10 12 14 16 18 20

Gas

Hidroelectricidad

Hidroc. Líquidos

950

(*) Estimado N. Hernandez

MBDPE


mundial





MACHETE

R í o O r i n o c o

Boyacá JunínCarabobo

Ayacucho

¿De que nos sirve decir que somos el primer país en reservas de petróleo,… y de crudos

extrapesados?

Factores críticos en el desarrollo sustentable de la FPO

Inversión(alta)

40000 $

Consumo de gas = 2000 PC

Ambiente

Calidad Vida

(amenazado)

Consumo Agua = 0.4 BH2OEfluente Coque = 25 KgEfluente Azufre = 3.25 Kg

Tecnología

Desarrollo

Pro

tecció

n

Sustentable

(de punta)

CHOPC/PPT/SAGD/IAVINT-MECS/HDHPLUSCoquificación

Nota: cifras por barril mejorado


En los próximos 10 años, la FPO crecerá en 3.6 MMBD de crudo extrapesado, de los cuales 2.8 MMBD estarán asociados a nuevos desarrollos:- Carabobo - Ayacucho: 1.2 millones de barriles por día ( Producción & Proyectos de

Mejoramiento )

- Junín - Boyacá: 1.6 millones de barriles por día ( Producción & Proyectos de Mejoramiento y Refinerías )

2010 – 2021 Desarrollo de Nuevos Negocios Faja Petrolífera del Orinoco

Mejorador 1Carabobo

PetrocedeñoDesembotellamiento

Mejorador 2Carabobo

Mejorador 3 Carabobo

MejoradorJunín 6

(Consorcio Ruso)

MejoradorJunín 4(CNPC)

MejoradorJunín 2(Petrovietnam)

Mejoras de Petromonagasa refinería (ENI)

RefineríaCabruta

Fase I

RefineríaCabrutaFase II

Desarrollo de Nuevos Negocios FPO

Empresas Mixtas FPO

Esfuerzo Propio FPO

MBD

1.033

1.756

4.666

0

500

1.000

1.500

2.000

2.500

3.000

3.500

4.000

4.500

5.000

2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021

Fuente: PDVSA?

Opciones crudo Faja

Agua XP Mesa30

30% 70% 57% 43% 100%

38%62%

Mezclas

Orimulsión Mejorados Merey16 Mesa30

API 10 24 - 36 14 - 18 30

API 10 8 - 10 28 - 30

Fuente: V. Poleo/N. Hernández

Proteínas

Alimentos

Infografía: Nelson Hernández


mundial





• Economía con alta dependencia de los ingresos petroleros• El plan “Siembra Petrolera” tiene un desfase de 3 años • No hay incorporación significativa de nuevas reservas de

crudos M/L/C • La producción de petróleo continua en franca caída,

especialmente la de crudos livianos y medianos• El déficit de gas es del orden de 2200 MMPCD, con aumento

previsible por entrada nueva generación termoeléctrica• Necesidad de intensificar esfuerzo en producción de gas libre• Imperioso el ajuste de precios de los combustibles en el

mercado interno• Solo el 52 % de la exportación de crudo y productos es

cancelada a precios de mercado• Aumento importante en el consumo de hidrocarburos líquidos

en el sector eléctrico, lo que limita la exportación de estos• La diversificación de exportación a nuevos mercados

petroleros debe considerar la posición geográfica de Venezuela

Venezuela. Tópicos de atención prioritaria en materia de hidrocarburos

• Refinerías nacionales con baja operatividad

• 22 juicios de arbitraje internacional contra PDVSA

• Desarrollo de la FPO debe ser en forma armónica con el ambiente

• Incapacidad en las finanzas del país para el nivel de inversiones requeridos en el sector petrolero en los próximos 7 años

• Alto endeudamiento del país y de PDVSA

• Necesidad de suministro de información confiable, veraz y a tiempo

• Perdida de PDVSA de su carácter de empresa comercial

• Recurso humano de PDVSA no idóneo

• Irrespeto a las convenciones colectivas

Venezuela. Tópicos de atención prioritaria en materia de hidrocarburos

En conclusión, PDVSA padece insuficiencia financiera, endeudamiento, aumento de costos, baja inversión, escaso mantenimiento, sobrecarga de funciones sociales que no le corresponden, exceso de personal, entre otros aspectos desfavorables… PDVSA se hunde.

La solución a la crisis de los hidrocarburos en Venezuela, pasa por un cambio en la forma de gestión imperante.

La futura PDVSA o la(s) empresa(s) que maneje(n) la explotación integral de los hidrocarburos debe(n) funcionar dentro de una política petrolera integral orientada por el interés nacional, que contemple como objetivo general la ubicación de los hidrocarburos en el sitio justo que le corresponde en la economía nacional y superar la dependencia ahora casi absoluta de ésta con respecto a aquellos.

Resolviendo la crisis

Necesidad de una política energética integral

Participación de los hidrocarburos en el largo plazo en la matriz energética mundial

Incremento acelerado producción de petróleo y gas de lutitas (oil and gas shale). Petróleo y gas no convencional

Vigencia de la OPEP

Rol de los hidrocarburos en la matriz energética nacional

Industrialización de los hidrocarburos. ¿Petroquímica?

Exploración nuevos usos de los hidrocarburos. ¿Alimentos?

Aspectos a considerar en el diseño de Políticas Públicas en Materia de Hidrocarburos

Participación en el largo plazo de la FPO en el esquema energético mundial

Desarrollo acelerado del gas no asociado

Gasificación del país

Definición combustibles eléctricos. ¿Relanzamiento de la Orimulsión?

Precios de los energéticos en el mercado interno

Aspectos ambientales en las operaciones de la industria venezolana de los hidrocarburos

Aspectos a considerar en el diseño de Políticas Públicas en Materia de Hidrocarburos

Taller sobre la Industria Venezolana de los

Hidrocarburos

Realidad Operativa de la Industria Petrolera Venezolana

(Presente y Futuro)

Ing. Nelson Hernández Septiembre 2011

… Muchas Gracias

2007

2009

2008

2010

Total = 241 MMBDPETotal = 228 MMBDPE

Total = 227 MMBDPETotal = 223 MMBDPE

Petróleo Gas Carbón Nuclear Hidroelec Renovables

5.25.6

28.8

23.9

35.5

6.55.5

29.0

24.0

35.0

6.55.4

29.1

23.4

34.4

6.45.2

29.6

23.8

33.5

1.2 1.5

Fuente: BP Infografía: Nelson Hernandez

Mundo. Consumo de energía (cifras en %)

Producción de Crudo Bloque Junín (2010 – 2019)

0

500

1000

1500

2000

2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029

Cabrutica PetroCedeño Junín 2 Junín 5 Junín 6 Junín 4

400

200

135

550

240

450

1975MBD

Mejorador Refinería

Mej. J6

Mej. J4

Mej. J2

243

1545

Fuente: PDVSA

CHOPS - Cold Heavy Oil Production With Sand

Esta tecnología envuelve la producción de grandes cantidades de arena junto con el petróleo pesado, con la intención de alcanzar mejores tasas de recuperación en los pozos productores. Un examen preliminar de las propiedades del área de la Faja, indica que es factible el desarrollo y explotación por CHOPS en las zonas superiores, donde la permeabilidad es mas baja que en las zonas basales. Basados en las experiencias canadienses se han realizado estudios recreando los posibles panoramas en la aplicación de esta tecnología.PPT - Pressure Pulsing Technologies

Es una tecnología emergente que se experimentó en algunos campos en Canadá, conjuntamente con CHOPS y con inyección de agua en el período 1998-2003. Desde entonces se ha establecido como una forma viable de rehabilitación de pozos (workover) en CHOPS y se ha usado exitosamente en miles de pozos de petróleo pesado en Canadá. Actualmente es una técnica de workover y estimulación de flujo en campos maduros en Estados Unidos. El impacto de PPT es significativo y la tecnología es bastante económica para implantarla.

SAGD - Steam Assisted Gravity Drainage

Este proceso es una combinación de la reducción de viscosidad por efecto térmico con los efectos gravitacionales de la segregación de fluidos. Consiste en un par de pozos horizontales perforados uno sobre otro, separados unos metros, de los cuales uno será inyector (el de arriba) y el otro productor. Se inyecta el vapor de manera de formar una cámara que calentará el crudo y reducirá su viscosidad. Éste por gravedad irá hacia el fondo de la formación desde donde será producido por el segundo pozo.

IAV - Inyección Alterna de Vapor

Consiste en inyectar vapor a un pozo de petróleo durante un determinado tiempo, generalmente de una a tres semanas, cerrar el pozo por un corto período (3 a 5 días), y luego ponerlo en producción. Una vez que el pozo es puesto en funcionamiento, este producirá a una tasa aumentada durante cierto tiempo, que en general puede ser de4 a 6 meses, y luego declinará a la tasa de producción original.

IAV - Inyección Alterna de Vapor

Consiste en inyectar vapor a un pozo de petróleo durante un determinado tiempo, generalmente de una a tres semanas, cerrar el pozo por un corto período (3 a 5 días), y luego ponerlo en producción. Una vez que el pozo es puesto en funcionamiento, este producirá a una tasa aumentada durante cierto tiempo, que en general puede ser de4 a 6 meses, y luego declinará a la tasa de producción original.

HASD - Combinación de inyección alternada y continua de vapor usando pozos horizontales Esta tecnología optimiza el proceso de empuje por vapor. Para ello se combinan las ventajas de la inyección cíclica de vapor (llevada a sus máximos extremos usando grandes cantidades de vapor) y el empuje continuo por vapor. A medida queel vapor es inyectado en alguno de los pozos del arreglo, la cámara de vapor que se crea alrededor de los inyectores es lateralmente empujada por los diferenciales de presión creados entre los inyectores y los productores horizontales adyacentes.

INT-MECS® Tecnología venezolana para el mejoramiento de crudos pesados y extrapesados en superficie, la cual optimiza la gravedad API y otras características fisicoquímicas del crudo que se encuentra en la Faja Petrolífera del Orinoco (FPO).Con INT-MECS®, el mejoramiento de los crudos pesados va de 16 a 21 °API y de 8 a 14 °API para los extra-pesados, al mismo tiempo que se logra la disminución del contenido de metales presentes en el crudo original (vanadio, níquel), así como azufre y asfaltenos, obteniendo un hidrocarburo con mejores propiedades fisicoquímicas, facilitando su transporte y posterior procesamiento en el circuito refinador venezolano.

realidad operativa de la industria petrolera venezolana

Documents