INSIGHT-Las petroleras se disputan proyectos para aumentar rápidamente la producción venezolana; les espera un auténtico suplicio

Por Mariela Nava, Marianna Parraga y Ana Isabel Martinez

CABIMAS, Venezuela, 19 feb (Reuters) - En septiembre, una plataforma utilizada para perforar pozos en aguas poco profundas completó el largo viaje desde China hasta la región petrolera venezolana del Lago de Maracaibo. El paso de la vieja y gran plataforma, llamada Alula, a escasos centímetros del puente que une la ciudad de Maracaibo con los yacimientos petrolíferos de la costa oriental del lago despertó el entusiasmo de residentes y trabajadores: llevaban años sin ver llegar nuevos equipos de perforación debido a las sanciones de Estados Unidos.

La plataforma chocó contra un oleoducto a su paso por el lago y sobre el espagueti metálico de 20.000 kilómetros de tuberías bajo las aguas. El crudo se filtró durante meses antes de que se pudieran hacer las reparaciones necesarias y se instalara la plataforma en el lago contaminado a finales del año pasado. El aumento de la producción de crudo ha sido pequeño desde entonces.

La historia del Alula es un cuento con moraleja para las empresas energéticas extranjeras, como la estadounidense Chevron CVX.N, que buscan expandirse rápidamente en Venezuela y emprender los proyectos a corto plazo necesarios para aumentar la producción de petróleo del país. Cada paso adelante suele traer consigo una nueva serie de retos.

Otras empresas extranjeras con presencia en el país son la española Repsol REP.MC, la italiana ENI ENI.MI, la francesa Maurel&Prom MAUP.PA y China National Petroleum Corp.

El presidente de Estados Unidos, Donald Trump, quiere que las empresas estadounidenses gasten 100.000 millones de dólares para reconstruir una industria petrolera que ha sufrido 20 años de abandono, mala gestión y falta de inversión bajo los presidentes socialistas Hugo Chávez y Nicolás Maduro. Washington ha estado suavizando las sanciones desde su incursión militar para arrebatar a Maduro a principios de enero mediante la emisión de un puñado de licencias generales (link) que permiten a las empresas energéticas exportar, importar, invertir y operar proyectos de petróleo y gas en el miembro de la OPEP.

Las primeras expansiones podrían llevar al país sudamericano a añadir hasta 500.000 barriles diarios (bpd ) de producción de crudo en tan sólo seis meses a partir de un millón de bpd actual, dijeron dos ejecutivos de empresas con activos allí.

El Secretario de Energía de EE.UU., Chris Wright, declaró este mes desde Caracas que espera un "aumento espectacular" (link) de la producción de Venezuela en los próximos meses.

La capital petrolera estadounidense de Houston y las regiones petroleras de Venezuela, mientras tanto, están muy activas (link), movilizándose por una fiebre petrolera y por las oportunidades de negocio que se ofrecen para participar en uno de los mayores trabajos de reparación que la industria energética haya visto jamás. Se trata de un esfuerzo de la envergadura de los trabajos para impulsar la producción de Irak tras la segunda guerra del Golfo o para rehabilitar los yacimientos petrolíferos kuwaitíes incendiados por el líder iraquí Sadam Husein.

Según media docena de trabajadores de la industria, empleados petroleros con experiencia en Venezuela y ejecutivos que planean trabajar allí, y numerosos expertos y analistas de la industria entrevistados por Reuters para este artículo, la primera fase en Venezuela implicaría algunos proyectos relativamente sencillos para hacer fluir más petróleo rápidamente: utilizar plataformas que ya están en el país, reacondicionar pozos deteriorados y mejoradores de crudo que están trabajando por debajo de su capacidad, y reparar puertos y oleoductos operados por la petrolera estatal PDVSA. Pero incluso los proyectos fáciles son difíciles, dijeron, y después de eso, el trabajo será aún más difícil.

A principios de febrero, un reportero de Reuters que recorrió la zona del Lago de Maracaibo vio chatarra de la industria petrolera, tanques rebosantes de crudo, yacimientos abandonados, costas ennegrecidas y largas filas de vehículos para comprar gasolina cerca de los terminales de almacenamiento y los sitios operativos administrados por PDVSA. Todos ellos eran recordatorios visibles de lo mucho que queda por hacer, incluso para recoger lo que podría considerarse fruta madura, en la región que alberga las instalaciones de producción más antiguas de Venezuela y tiene la segunda mayor capacidad de producción del país.

LOS PRIMEROS PASOS

Entre los primeros pasos que prevén las empresas estaría la ejecución de proyectos como el planeado por China Concord Resources Corp, que trajo la plataforma Alula a Venezuela el año pasado.

El objetivo de la empresa (link) es aumentar la producción combinada de petróleo ligero y pesado de dos yacimientos hasta 60.000 bpd a finales de este año, frente a los 16.000 bpd de diciembre, mediante un programa de 1.000 millones de dólares que requeriría reacondicionar hasta 875 pozos inactivos antes de poder perforar nuevos pozos. La empresa está solucionando muchos problemas imprevistos, desde el suministro insuficiente del gas necesario para mantener la presión en los pozos hasta la pérdida de datos técnicos clave y la falta de transporte para los trabajadores, según una fuente del proyecto, que añadió que esos obstáculos le han impedido alcanzar los objetivos de producción.

No está claro si ese proyecto seguirá adelante después de que Trump dijera que las empresas de los rivales de Estados Unidos en la escena política mundial -China, Rusia e Irán- ya no eran bienvenidas en Venezuela. Bajo las sanciones, las empresas de esos países estaban entre las pocas dispuestas a trabajar allí.

Por el contrario, Chevron -durante años la única gran empresa estadounidense productora de crudo en el país- se encuentra en una posición privilegiada para obtener ganancias tempranas. La empresa necesita el tipo de crudo ligero que está bombeando China Concord y compite con sus rivales para asegurarse el suministro en el Lago de Maracaibo.

El petróleoligero y el combustible que puede diluir el petróleovenezolano, similar al alquitrán , son bienes preciados para las empresas energéticas que trabajan en Venezuela. Sin costosos mejoradores de crudo o diluyentes, las enormes reservas de crudo extrapesado del país no pueden transportarse ni exportarse.

La promesa de barriles relativamente fáciles de producir está aumentando el apetito de las petroleras extranjeras por trabajar en regiones muy contaminadas o técnicamente complejas como el Lago de Maracaibo y Monagas Norte, que la empresa estatal PDVSA ha descuidado en las últimas décadas como parte de su estrategia para mantener el foco en la prolífica y rica en petróleo pesado Faja del Orinoco, más al sureste.

Para Chevron, el petróleo de los alrededores de Maracaibo también podría resultar más barato que el de otras regiones de Venezuela, sobre todo si los precios del crudo se mantienen bajos, ya que no es necesario tratarlo antes de exportarlo, afirma un antiguo empleado que trabajó en las operaciones de Venezuela.

Otras opciones incluyen la reapertura de pozos existentes cerrados por falta de equipos especializados o de suministro eléctrico, el reacondicionamiento de pozos de bajo rendimiento para aumentar la producción y la perforación de nuevos pozos, dijo el ex empleado, añadiendo que Chevron probablemente tendría una larga lista de nuevas ubicaciones de pozos en estudio.

Chevron afirmó que "ha formado parte del pasado de Venezuela y sigue comprometida a trabajar en asociación por su futuro", añadiendo que acoge con satisfacción las recientes licencias y reformas legales de Estados Unidos en Venezuela.

El Ministerio de Petróleo del país y PDVSA no respondieron a las solicitudes de comentarios. China Concord no pudo ser contactada inmediatamente para hacer comentarios.

CRUDO MÁS PESADO DEL ORINOCO

Las empresas con contratos petroleros y participaciones en proyectos en todo el país están compitiendo por acceder a los equipos especializados que ya están allí. Hay hasta 14 equipos de perforación que han estado almacenados durante años en Venezuela y son propiedad de SLB SLB.N, con sede en Houston, uno de los principales proveedores mundiales de servicios petroleros, dijeron tres fuentes con conocimiento de sus activos.

SLB ha sido el principal proveedor de servicios de Chevron desde que comenzó su programa de perforación más reciente en Venezuela en 2024 como parte de una amplia licencia anterior de Estados Unidos. Al igual que la petrolera estadounidense, SLB cuenta con muchos años de experiencia en el país.

Las plataformas que SLB tiene en Venezuela se desplegaron para proyectos de PDVSA antes de que Estados Unidos impusiera sanciones en 2019. Después de eso, las empresas estadounidenses y las que acatan las sanciones de Estados Unidos no podían operar plataformas o equipos especializados allí.

SLB dijo que sigue teniendo instalaciones operativas, equipos y personal en Venezuela, y está en "las primeras etapas de colaboración" con los clientes sobre los próximos pasos. "Confiamos en que, en las condiciones y el entorno de seguridad adecuados, podamos aumentar las actividades rápidamente."

Los equipos de perforación y reacondicionamiento son muy necesarios en la vasta Faja del Orinoco, donde la producción suele consistir en un sistema de grupos de pozos. Sin embargo, los diluyentes para mezclar con el crudo extrapesado podrían ser más urgentes para drenar los inventarios de petróleo acumulados en los últimos meses e impulsar las exportaciones.

Chevron y otros socios de PDVSA se centran en conseguir equipos de perforación, acceso a mejoradores de crudo y a petróleo ligero o nafta que pueda utilizarse para mezclas. La empresa estadounidense también tendría que renovar infraestructuras propiedad de PDVSA, como la terminal de exportación de Bajo Grande. Y tendría que dragar el canal de navegación en el Lago de Maracaibo, lo que no se ha hecho correctamente durante años porque las sanciones impidieron a las empresas contratar las dragas para hacer el trabajo.

Para que Chevron aumente significativamente la producción en el Orinoco, necesitaría una revisión del mejorador de su proyecto Petropiar, que convierte el crudo extrapesado en grados exportables. Dos fuentes de Chevron señalaron que esta instalación lleva años sin repararse por completo.

Sólo cinco proyectos en Venezuela, de más de 40 empresas conjuntas entre PDVSA y compañías extranjeras y locales, tienen acceso a mejoradores o estaciones de mezcla para procesar el crudo extrapesado del Orinoco, una región que alberga más del 80% de los 303.000 millones de barriles de reservas de crudo estimadas del país.

Las empresas sin mejoradores tendrían que abastecerse de costosos diluyentes importados para poder exportar barriles, una opción que reduciría su rentabilidad - y que también presenta retos logísticos debido a las limitaciones de Venezuela para descargarlos, transportarlos y almacenarlos.

La norteamericana Blue Energy Partners, vinculada al magnate estadounidense del asfalto Harry Sargeant, lleva meses reparando al menos una plataforma propiedad de PDVSA para su proyecto Petrocedeño en el Orinoco. La finalización de esas reparaciones podría poner en línea el equipo inactivo con relativa rapidez, dijeron dos fuentes cercanas a la empresa.

North American Blue Energy Partners no respondió inmediatamente a una solicitud de comentarios.

Thomas O'Donnell, estratega energético independiente, dijo que muchos yacimientos petrolíferos venezolanos dados por agotados pueden tener aún un potencial de producción significativo.

"Muchos de los que se decía que estaban muertos, agotados, en realidad no lo están. PDVSA simplemente no tenía la capacidad o el equipo para seguir explotándolos y estaban seleccionando campos", dijo.

O'Donnell se refirió a yacimientos maduros cuyos últimos estudios sísmicos se realizaron en la década de 1990 o principios de 2000 con tecnología 2D obsoleta. Afirmó que las empresas podrían obtener beneficios sustanciales si accedieran a los yacimientos ya explotados y los pusieran al día, lo que podría suponer "un aumento de entre el 50% y el 100% de lo que se obtiene ahora."

SIGUE HABIENDO RIESGO LEGAL

Un ejecutivo de una empresa de servicios petroleros que ha trabajado en Venezuela, que habló bajo condición de anonimato, dijo que el país podría aumentar la producción total en los campos existentes hasta 1,5 millones de bpd en menos de un año, siempre que los productores de petróleo obtengan las licencias que necesitan.

La persona dijo que los yacimientos petrolíferos de Venezuela son "muy indulgentes; se puede aumentar mucho la producción", en referencia a las abundantes reservas. Pero elejecutivo añadió que sigue habiendo problemas en la cadena de suministro e importantes preocupaciones en materia de seguridad, sobre todo en torno a Maracaibo.

El ejecutivo también señaló que persiste la inseguridad jurídica, ya que no hay garantías de que los acuerdos que se firmen ahora sean respetados por futuros gobiernos.

La Asamblea Nacional de Venezuela aprobó en enero una amplia reforma petrolera (link) que da autonomía a las empresas extranjeras, pero algunos de los nuevos modelos de contrato -que fueron impulsados inicialmente por Maduro con poco éxito- siguen siendo considerados como arriesgados (link) por algunos inversores potenciales, han dicho ejecutivos, añadiendo que se necesita más regulación para regir esos contratos.

También existen dudas constitucionales sobre la legitimidad a largo plazo de la reforma aprobada. Estados Unidos, la Unión Europea y otros países no han reconocido los resultados de las elecciones parlamentarias y presidenciales de los últimos años que consideraban amañados.

Otro riesgo importante para los inversores es que futuros gobiernos estadounidenses cambien de política y alivien la presión que ha obligado a Caracas a ceder a Washington el control de las exportaciones y los ingresos petroleros.

Un trabajador de la terminal de PDVSA en La Salina, cerca del Lago de Maracaibo, dijo a Reuters que la inversión requerida será enorme, según su experiencia de 22 años trabajando en la zona. "Muchas empresas que llegan tienen los medios para arreglar esto, pero está por verse si estarán dispuestas una vez que vean este desastre," dijo el trabajador.