Análisis Del Plan Propuesto Por PDVSA Para El Aumento de Producción de Petróleo Vía Reacondicionamiento de Pozos Cerrados

Análisis del plan propuesto por PDVSA para el de aumento de producción de petróleo vía reacondicionamiento de pozos cerrados Nelson Hernández

Análisis del plan propuesto por PDVSA para el de aumento de producción de petróleo vía reacondicionamiento de pozos cerrados

Por: Nelson Hernández

Foto; http://versionfinal.com.ve/politica-dinero/desidia-paraliza-56-pozos-petroleros-en-laconcepcion/

Julio 2018

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El máximo de pozos a reacondicionar seria de 5000, con una inversión estimada de 2700 M$ en 10 meses Físicamente, en 10 meses, es imposible alcanzar la meta propuesta de aumentar la producción en 1.0 MBD Es necesario disminuir los porcentajes existentes, hoy, de ISLR y regalía para que el plan tenga viabilidad económica.

Resumen Ejecutivo

Al fin el gobierno reconoció que Venezuela ha perdido 1.0 millón de barriles diarios (MBD) de la producción de petróleo al comparar las cifras de 2017, con respecto a las de 1998 que fue de 3.1 MBD. Análisis indican que la producción podría caer por debajo de 1.0 MBD para finales del 2018. Esta situación ha puesto en “carreras” al gobierno con el objeto de al menos parar la caída de producción. En tal sentido, ha lanzado un plan (…debió haberlo hecho hace 5 años atrás) para regresar a producción los pozos cerrados capaces de producir, los cuales se cuantifican en 24495 para el 2017.

El tiempo de realización del plan es de 10 meses, para alcanzar en ese tiempo un incremento en la producción de 1.0 MBD. Es un plan ambicioso desde el punto de vista de requerimientos de equipos, materiales, fuerza hombre y financiamiento y de una logística de gestión integral nunca vista. De allí su dificultad de éxito. A groso modo el plan requiere de 125 taladros para rehabilitar un máximo de 5000 pozos con una inversión invers ión de 2700 M$ y una fuerza laborar directa de 3000 personas. El objetivo final que persigue el plan es incrementar la producción de crudos condensados, livianos y medianos de tal manera de disminuir la importación de livianos y naftas para poder producir vía mezcla el crudo de la Faja Petrolífera del Orinoco. Asumiendo que tanto las necesidades de financiamiento, equipos y materiales y personal están cubiertas, para la viabilidad económica del plan es necesario disminuir los porcentajes que hoy tiene el gobierno para el pago de regalías, ISLR y otros impuestos.

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Introducción

En Venezuela, mucho se ha dicho y se ha escrito sobre el numero de pozos de petróleo cerrados capaces de producir (PCCP). Para el año 2018, se estima que existen alrededor de 25000 pozos bajo esa condición. En el último informe estadístico de OPEP 2018, Venezuela reporto 11915 pozos activos produciendo. Por otro lado, por seguimiento estadístico de informes de PDVSA y del Ministerio de Energía y Petróleo, se estima la existencia de 24945 cerrados capaces de producir y 15797 cerrados inactivos perennes, para una infraestructura total de 52657 pozos para el año 2017. 2017 . Esta cantidad de PCCP representa, como es lógico, una oportunidad para recuperar el potencial de producción de petróleo que q ue ha caído en más de 1 millón de barriles diarios (1.0 MBD) al comparar la producción de 1998 (3.1 MBD) con la de 2017 (2.0 MBD). Es de advertir que la producción para el primer semestre del año 2018 promedia 1.4 MBD. Expertos indican que la producción podría caer por debajo de 1.0 MBD para finales del presente año. Las causas de esta caída de la producción es consecuencia de la aplicación de políticas publicas erradas sobre todo lo atinente a la estatización de empresas de servicios a la industria petrolera venezolana (mayo 2009) y a la ausencia marcada de la gestión de mantenimiento a todos los niveles. Vale decir que personeros del gobierno habían negado por años el declive de la producción de petróleo. Desde hace unos 6 meses, han ido reconociendo lo que los estudiosos de la materia habían divulgado por años. Como ya es un hecho notorio, el Presidente de PDVSA y Ministro de Minas y Petróleo, ciudadano Manuel Quevedo, el 06-06-18, señalo que hay un plan total de recuperar 23319 PCCP para incrementar la producción de petróleo petró leo en 1.0 MBD en 10 meses1. Tal afirmación indica un total desconocimiento de lo que es recuperar potencial de producción de petróleo vía reacondicionamientos reacondicionamiento s de pozos, y menos lograrlo en 10 meses… o solo fue una declaración más para minimizar comunicacionalmente, lo que es ya “vox populi”: La QUIEBRA de PDVSA. 1

http://www.finanzasdigital.com/2018/06/quevedo-plan-de-produccion-petrolera proyecta-recuperar-23-319-poz proyecta-recuperar -23-319-pozos-con-un-potencia os-con-un-potencial-de-14-mmbd/ l-de-14-mmbd/

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Este documento trata de una manera simplificada y direccional las implicaciones, técnicas y económicas que conlleva un plan de esa magnitud, y que a priori, en función de mi experiencia, podemos indicar que es inviable. Soporte Estadístico

El gobierno venezolano aplica una marcada política de opacidad a todo nivel. Esto obliga a utilizar información de segundas fuentes para construir las bases para analizar escenarios. En el caso que nos ocupa, organismo como: OPEP, BP, EIA han sido consultados diferentes documentos para crear y consolidar estadísticas referentes a pozos petroleros. petroleros .

La grafica anterior muestra la evolución del status de los pozos de hidrocarburos para el periodo 1995 – 2017. 2017. La clasificación macro es la siguiente: 

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Cerrados no capaces de producir: Se refiere a los pozos que no tienen opción de volver a producir por ser técnica y económicamente inviable regresarlos al status de producción. Incluye los pozos abandonados Cerrados capaces de producir: Contempla pozos que mediante trabajos de reacondicionamientos y reparación son puestos nuevamente a producir. 4


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En producción: Son los pozos que están activos produciendo.

Para el año 2017, solo estuvo en producción el 22.6 % (11915 pozos) de un total de 52657 pozos perforados y completados. En lo atinente a los pozos cerrados capaces de producir, para el 2017 alcanzaron su máximo histórico de 24945 (47.4 % del total). Se estima que a finales del 2018 este número aumente a 29800 pozos. La grafica a continuación muestra la evolución de la productividad por pozo de petróleo en Venezuela para el periodo 1995- 2018.

En líneas generales podemos afirmar que la producción por pozo es del orden de los 200 BD, hasta el año 2010 cuando esta productividad comienza a caer hasta situarse hoy en día en 170 BD/pozo. La grafica a continuación muestra la ruta de la producción de petróleo en función de la productividad por po r pozo.

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De la grafica se desprende que el rango de pozos en producción ha estado entre 12 y 15 mil pozos y que la productividad de estos está entre 150 y 250 BD/pozo. El punto que se sitúa alejado del conglomerado corresponde al estimado del año 2018, con una producción de 1.2 MBD y 7060 pozos produciendo, produciendo , para una productividad de 170 BD/pozo. Por otra parte, uno de los índices más utilizados en el área de planificación de perforación y reparación de pozos petroleros es el índice de pozo/taladro. pozo/taladro . Este índice mide el número de pozos trabajados por un taladro en un tiempo determinado, que generalmente es un año. Cuando se expresa que el rendimiento de la actividad de trabajos en perforación (completación o reacondicionamiento o reparación) es de 4 pozos/taladro-mes, implica que se realizaron 4 trabajos de pozos en un mes y que en promedio cada trabajo duro 7 días. Esta misma expresión puede extrapolarse al año, donde el resultado sería de 52 pozo/taladro-año. pozo/taladro-año .

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La grafica anterior muestra la evolución del índice mencionado para cada año del periodo. El índice ha tenido su valor máximo de 31.9 pozo/taladro-año pozo/taladro -año en el 2002 2 cuando se trabajaron 958 pozos con 30 taladros. A partir del año 2007 el índice inicia una caída hasta el día de hoy, lo cual indica la falta de una política adecuada para al menos mantener la productividad. Llama la atención el valor correspondiente a los años 2013 y 2017, que con más de 180 taladros se trabajaron un poco más de 2 pozos al año. Para el año 2018, la EIA estima que el promedio de taladros se situara en 30. Esta situación hace cuesta arriba la recuperación de la producción de petróleo, mas aun cuando no existen, para disponibilidad inmediata, los taladros de manera física, el recurso humano idóneo y la disponibilidad financiera para acometer una plan “soñador” como el expresado por el Ministro Quevedo. Aspecto que se analiza a continuación. Análisis del plan de aumento producción de petróleo

El desarrollo del análisis está enmarcado dentro de la declaración del Ministro 3 Quevedo y de las bases estadísticas mencionadas anteriormente. Es de aclarar que los 2

742 pozos de petróleo, 3 de gas, 5 secos y 208 otros (RA/RC, inyección)

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Alcanzar una producción de 1.0 MBD de petróleo, preferiblemente de condensados, livianos y medianos, aumentando mensualmente la producción en 100 kBD mediante la reparación y reacondicionamiento de unos 23319 pozos cerrados capaces de producir. 7


tiempos aquí mencionados no incluyen los correspondientes a la planificación y control del plan y su programación de realización. El tiempo promedio más corto en que se pueda poner nuevamente a producir un PCCP, es de 3 días: Dirigirse a la localización (pozo), montar el equipo para realizar el trabajo, realizar el trabajo y pruebas, desmontar el equipo y abandonar el sitio de la localización. Este esquema implica que se pueden hacer 10 pozos/taladro-mes. Lógicamente, que el 4 trabajo RA/RC a realizar va a depender del daño que tenga el pozo y de las características intrínsecas de este (lugar de la localización, profundidad, tipo de hidrocarburos a producir, método de producción, etc.)… cada pozo es un paciente, no I, esta un resumen sobre lo que hay pozos iguales… sino similares. En el ANEXO I, significan los trabajos RA/RC. Otra premisa del análisis, es la producción por pozo, la cual se asume de 200 BD. No debe dejarse dej arse a un lado lo concerniente a la fuerza hombre requerida requerid a para realizar reali zar los trabajos RA/RC. La práctica común es que los trabajos se realizan por turnos o guardias de 8 horas, y la generalidad es que haya 4 cuadrillas por taladro, y cada cuadrilla está compuesta entre 4 y 6 personas que laboran diariamente. La cuarta cuadrilla se utiliza cuando cualquiera de las tres cuadrillas regulares está libre.

La grafica a continuación sintetiza el número de taladros necesarios para alcanzar una producción dada de petróleo, teniendo teniend o como base la productividad produ ctividad por pozo y el número de RA/RC a realizar mensualmente. Cada quien puede fabricar su mejor escenario para lograr un aumento de la producción de petróleo. Para simplificar los cálculos tomaremos el escenario de 4 pozos/taladromes que para una producción de 100 kBD, se necesitarían 125 taladros para que 500 pozos arrojen la producción indicada. indi cada. El escenario de menor número de taladros sería el de 10 pozos/taladro-mes, necesitándose 50 taladros para trabajar 500 pozos para obtener la producción de 100 kBD. 13435 pozos en el Occidente del país (principalmente en el Zulia) con un potencial de 655 kBD (49 BD/pozo) y 9500 pozos en el Oriente (principalmente en Monagas) con un potencial de 700 kBD (74 BD/pozo). BD/poz o). 4

RA = Trabajos de ReAcondicionamiento RC = Trabajos de ReCompletación 8


En lo atinente a la fuerza hombre, en el escenario de 4 pozos/taladro-mes se requieren 3000 personas mensuales trabajando directamente en las labores de RA/RC. Para el escenario de 10 pozos/taladro-mes el número de personas es de 1200. Por noticias de la propia PDVSA, publicadas en los medios de comunicación, nacionales e internacionales, se conoce que del plantel laboral de la industria petrolera, se ha ido mucho personal entrenado en esta actividad, lo cual dificulta su reclutamiento y formación de las cuadrillas necesarias. Por otro lado, motivado a la estatización de los servicios conexos con la industria petrolera, muchas empresas de este tipo han desaparecido por estrangulación económica, y las que aun existen han reducido su actividad al mínimo para efecto de no incrementar el monto que les adeuda PDVSA como es el caso de Haliburton y Schlumberger, ambas especialistas mundiales en la reparación y reacondicionamiento de pozos petroleros. Analicemos ahora lo relacionado con el aspecto económico y financiero de la actividad RA/RC. Recordemos que que cada pozo es un paciente único… único… no tiene igual. igual. Pero para ver direccionalmente la factibilidad económica, se han seleccionados valores promedios o representativos de los PCCP, los cuales se muestran en la grafica a continuación. Los resultados se obtienen mediante la utilización del modelo de cálculo libre que puede ser accedido en https://app.box.com/file/96997956021 . 9


Se observa que para recuperar la inversión de 0.54 M$ en la rehabilitación del pozo para una producción de 200 BD, una profundidad de 350 metros y el costo fiscal indicado (ISLR + regalías) se requiere un precio del petróleo y de gas de 166 $/B y 0.536 $/BPE, respectivamente. En otras palabras, la actividad de RA/RC no es económicamente viable, ya que esos precios no están hoy vigentes en el mercado. El promedio actual del crudo marcador WTI, es de 65 $/B para el mes de junio 2018. La cesta venezolana para lo que va de año promedia los 61 $/B.

Para obtener la viabilidad económica del plan propuesto para aumentar el potencial de producción de petróleo petró leo habrá que modificar algunas variables. Entre otras: otras :   

Identificar pozos con volúmenes de producción mayores a 200 B/D Reducir el costo fiscal (ISLR, Regalías, etc.) Combinaciones de las dos anteriores

Con solo modificar el volumen de producción a 600 BD/pozo, se obtiene un precio de venta de 59.4 $/B, precio acorde con el actual de la cesta venezolana. Es de acotar que a través del tiempo, la producción por pozo en Venezuela es en promedio de 200 BD, por lo que pozos con producciones mayores no son muy comunes.

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Un escenario de rebaja a la mitad de todos los costos fiscales e impuestos, mostrados en la grafica anterior, arroja un precio de 90.5 $/B, para pozo con producción de 200 BD. Este escenario, no es viable económicamente por ser el precio más alto al actual. Todo lo anterior nos lleva a concluir que para la viabilidad económica del plan de recuperación de PCCP, habría que reducir las tasas de regalías e impuestos, en función de la capacidad de producción por pozo. En definitiva los números macros del plan serian: Tiempo de ejecución: 10 meses Volumen incremental por mes: 100 kBD Volumen final del plan: 1.0 MBD Numero de taladros dedicados dedi cados al plan: 125 Fuerza laboral directa: 3000 personas Numero de pozos recuperados recuper ados mensualmente: 500 Número total de pozos recuperados recu perados en 10 meses: 5000 5 000 Inversión total: 2700 M$        

Además de las limitaciones de la viabilidad económica, indicamos a continuación otras interrogantes para el plan: Se podrá conseguir de inmediato, en el mercado, el número de taladros necesarios? Existe en el país el personal que operara esos taladros?... Existe el personal supervisorío, gerencial y administrativo que velara por el cumplimiento y control del plan? Donde se conseguirá el financiamiento del plan…Que banco y/o empresas estarían dispuestas a financiarlo? Existen en Venezuela empresas con conocimiento tecnológico para llevar a cabo el plan? Están disponibles en el país los materiales, equipos y químicos necesarios en trabajos RA/RC? 

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Por otra parte, el objetivo final que persigue el plan es obtener mayor producción de crudos condensados, livianos y medianos (C/L/M) para disminuir la importación de crudos livianos y nafta, hoy utilizados para poder producir crudos de la Faja Petrolífera del Orinoco vía mezcla. En tal sentido, el plan debe estar enfocado en la rehabilitación de pozos ubicados en el lago de Maracaibo, en el Furrial y en Punta de Mata. Es de señalar que los pozos productores de C/L/M son más profundos que el pozo modelo escogido para el análisis económico, pero en contraprestación tienen una mayor producción de petróleo. petró leo.

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La grafica anterior, presenta la evolución de la producción de crudos condensados, livianos y medianos (C/M/L) y los pesados y extra pesados (P/XP) para el periodo 2004 2017. Nótese la caída de las C/M/L desde el año 2006. Actualmente, la producción de – 2017. ambas corrientes se encuentran igualadas. Por no haberse construido nuevos mejoradores para el crudo Faja, se acudió a la mezcla de nafta y livianos para su mejoramiento. La disminución de la producción de livianos conllevo a la importación de estos, pero como consecuencia de la falta de caja de PDVSA y eliminación del crédito, cada día se le hace más difícil su importación. Esta situación es la que ha obligado al gobierno diseñar un plan de rehabilitar los PCCP, lo cual se ha analizado anteriormente. (Ver ANEXO (Ver ANEXO II) II) Conclusión

De lo anteriormente expuesto, podemos concluir lo siguiente: Asumiendo que tanto las necesidades de financiamiento, equipos y materiales y personal están cubiertas, para la viabilidad económica del plan de aumento de producción de petróleo mediante la rehabilitación y acondicionamiento de PCCP es necesario disminuir los porcentajes que hoy tiene el gobierno para el pago de regalías, ISLR y otros impuestos.

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ANEXO I Mantenimiento y Reparación o Rehabilitación de un Pozo de Hidrocarburos

El mantenimiento y reparación a pozos es uno de los temas más importantes a los que se enfrenta la industria petrolera debido a la diversidad de problemas que se presentan en los pozos dependiendo de sus características, las propiedades de los fluidos que son producidos y las l as propiedades de la formación productora. Un mal manejo gerencial de esta problemática, conlleva directamente a una pérdida del potencial de producción, afectando la economía del negocio. El termino reparación o rehabilitación se refiere a una variedad de operaciones correctivas realizadas en un pozo a fin de mantener, restaurar o mejorar su producción. La reparación de un pozo es un proceso que se lleva a cabo después de la perforación y su terminación, que en conjunto son las operaciones que tienen como fin comunicar a la formación productora con la superficie teniendo como objetivo optimizar, rehabilitar o mejorar la productividad de un pozo y de esta manera obtener hidrocarburos al menor costo. Los problemas de productividad que se pueden presentar se clasifican en: imputables al pozo per se; imputables al yacimiento e inherentes a fenómenos fisicoquímicos. fisicoquími cos. Por otra parte, las reparaciones se s e pueden agrupar en: Reparaciones menores: Se enfocan en aspectos mecánicos del pozo sin tener una interacción con el yacimiento al realizar la operación. Dentro de estas: cambio de bombas, empacaduras, cabezal, válvulas, tuberías dañadas, motores, balancines, cabillas, etc. Generalmente, el uso de una guaya (wireline) adosada a un motor es suficiente para realizar el trabajo. Reparaciones mayores: Se realizan en la vecindad interna del pozo teniendo interacción con el yacimiento. Estas operaciones tienen mayores riesgos por lo que es recomendable analizar de forma correcta el comportamiento de cualquier agente externo que se requiera que interactué con los fluidos del yacimiento. Dentro de estas, se mencionan: Cambio de la tubería de producción, poner a producir una nueva zona del yacimiento, acidificación, fracturamiento, taponamiento y abandono de una zona productora.

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La grafica muestra de forma simplificada la causa de cada uno de estos trabajos de rehabilitación. También se incluyen las actividades de perforación como oportunidad de generación de potencial de producción de petróleo. Una excelente explicación de las reparaciones de pozos petroleros puede ser visto en la Tesis: Reparaciones Mayores y Menores en Pozos de Petróleo Por otra parte, El Ministerio de Energía y Petróleo de Venezuela, tiene una nomenclatura por medio de la cual se clasifican los pozos cerrados. A saber: Pozos- zonas cerradas con disponibilidad inmediata: 

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CA* - Cerrado por falta temporal de capacidad de almacenamiento de la producción CC* - Cerrada por control interno. Estos producirían con alta relación fluido/petróleo, si estuvieran en producción continua, pero alternando la apertura y cierre de ellas, se pueden obtener una producción dentro de los límites de esa relación en el área o campo donde se encuentra ubicado 14


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CE* - Esperando estimulo para iniciar flujo. CG* - Cerrada por falla temporal del sistema de utilización de gas. Ello influye en tuberías recolectoras, plantas, líneas, líneas a pozos inyectores, etc. CM*- Cerradas por falta de mercado

zonas, previamente activas, que esperan CO*- Cerradas por otras causas. Pozo – zonas, reparaciones menores de una instalación, como por ejemplo: Una planta de energía eléctrica o red de distribución, sistema de distribución de gas para levantamiento artificial (gas lift), estación de flujo, planta de deshidratación, etc. CR* - Esperando reparaciones menores de superficie. Tales como: estranguladores gastados, abrazaderas para líneas de flujo, válvulas, correas de unidad de bombeo, filtraciones estoperas, etc. CS* - Esperando reparaciones menores de subsuelo. Requieren trabajos menores de subsuelo y que no necesitan equipo de perforación, tales como abrir válvulas de seguridad, reemplazo de válvulas de gas lift u otro trabajo en equipos de tubería que requieran de tensión por medio de guayas (wireline) CY* - Cerrado por estudio de yacimiento. Pozo cerrado temporalmente para facilitar evaluación del yacimiento (prueba de interferencia, conificaciones de fluidos, etc.)

Pozo-zonas cerrado con disponibilidad no inmediata 

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EA* - Esperando abandono EC* - Esperando recompletación (cambio de zona productora).Trabajos tales como desviación del hoyo, perforación nuevo hoyo desde la superficie, profundización, cementación forzada, taponamiento, apertura de mangas con guayas, etc. ED* - Encontrado inactivo

zonas que no están en capacidad EE* - Cerrada por razones económicas. Pozo – zonas de producir o ser reparadas en la actualidad EG* - Cerrado por alta relación gas/petróleo. Pozo producción anormal de gas

zonas cerrada por

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zona, cerrado mediante una EH* - Cerrado por orden oficial (ministerio). Pozo – zona, orden del Ministerio EI* - Esperando instalación de superficie. Lo mismo que ES* pero se refiere a la primera instalación mayor EL* - Esperando instalación de subsuelo. Pozo – zonas que para producir requieren instalación de equipos de levantamiento artificial de subsuelo, sea bomba o levantamiento por p or gas (gas lift) EM* - Esperando reparación menor de subsuelo (servicio). Pozo – zona que pueden ser restituidas a un estado activo mediante trabajos de subsuelo, tales como limpieza de sustancias acumuladas en la cara de la arena, lavado de revestidores o perforaciones, reemplazo de obturadores o tuberías que se filtren, reemplazo de bombas de subsuelo o válvulas de gas lift, reemplazo de cabillas, etc. EO* - Cerrada por otras como CO*, pero mayores ER* - Esperando reparación mayor de subsuelo (workover). Trabajos a realizarse en la misma zona productora, tales como acidificación o fracturamiento de la formación, instalación de un revestidor con o sin relleno de cascajos (gravel packing), desviación lateral del hoyo, profundización, reperforación en la misma zona, etc.

zona que puede ser restituidas ES* - Esperando reparación de superficie. Pozo – zona a un estado activo mediante la reparación o reemplazo de equipos mayores de superficie (líneas de flujo, balancín, motor eléctrico, líneas de gas, etc.)

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ET* - esperando sistema de tratamiento (deshidratación, etc.)

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EV* - esperando inyección de vapor alternada

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EW* - Cerrada por alta relación agua/petróleo



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EX* - Cerrada por investigación. Esperando estudio para determinar cese de producción o anomalías en las características de producción p roducción EZ* - Cerrada aislada selectivamente. Pozo – zona aislada selectivamente por manga u otro equipo apropiado. 16


ANEXO II Principal clasificación de los crudos producidos en Venezuela

Fuente: https://www.eia.gov/beta/international/country.php?iso=VEN

Venezuela produce, principalmente, 8 diferentes grados de petróleo crudo, pero la mayoría de los grados se pueden clasificar como ácidos (agria) y pesada. Estas corrientes de crudo incluyen: 

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Merey-16, es un crudo pesado obtenido vía mezcla, con alto contenido de azufre (15.9 °API, 2.7% de azufre), que requiere el procesamiento de unidades de coque y refinerías complejas, lo que lo convierte en una corriente atractiva para USA y algunos refinadores de China. Merey-16 es una de las mayores corrientes de petróleo crudo de Venezuela. En realidad es una mezcla del crudo Mesa-30 y extra pesado de la Faja Petrolífera del Orinoco (FPO), incluidos los de Sinovensa JV y varios otros campos petrolíferos del este venezolano. Boscan, es un petróleo crudo agrio pesado (10.7 °API, 5.2% de azufre) que se produce en el campo petrolífero de Boscan en el estado Zulia. Este petróleo es embarcado desde la terminal de Bajo Grande. Algunos volúmenes de Boscan se envían a China como reembolsos de préstamos, y el resto se vende bajo contratos de plazo flexible. La corriente de petróleo crudo Mesa-30 se produce en el campo El Furrial de PDVSA en el estado de Monagas. El petróleo crudo del campo se vende como Mesa-30, y se mezcla con crudo FPO extrapesado para formar la corriente Merey-16. Mesa-30 es una calidad mediana de crudo dulce (29.1 °API, 1.08% de azufre) y se exportó principalmente a USA en el 2017. La corriente de Santa Bárbara, que se exporta desde la terminal de Bonaire, es petróleo crudo dulce (39.3 °API, 0.48% de azufre) que proviene principalmente del campo de Santa Bárbara (estado de Monagas), aunque otros campos más pequeños también lo producen. pro ducen. La mayor parte de la corriente de Santa Bárbara se consume en el país. Hamaca Blend, es una corriente de petróleo crudo sintético medio pesado, ácido (26.0 °API, 1.55% de azufre) procedente del campo Hamaca (o Ayacucho) extrapesado ubicado en la FPO (8.5 °API). Este extrapesado es enviado a los mejoradores, ubicados en Jose (estado Anzoategui), para convertirlo en un crudo sintético más ligero de 26 °API. La mayoría de los volúmenes de Hamaca se exportaron en 2017. La mezcla de Mónagas-18 (18.0 °API, 3.34% de azufre) también es un crudo sintético producido en la FPO, que mejorado en las instalaciones de Petromonagas en el Complejo Industrial José. 17




Las otras corrientes de crudo sintético de Venezuela son Petrozuata (19 ° API 25 ° API, 2.9% de azufre), que se mejora en la planta de Petro San Felix, junto con la mezcla Zuata Sweet (30 ° -32 °API, 0.13% de azufre), producida en el FPO y mejorado en las instalaciones de PetroCedeño.

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Análisis Del Plan Propuesto Por PDVSA Para El Aumento de Producción de Petróleo Vía Reacondicionamiento de Pozos Cerrados

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