El Misterioso Petróleo del Orinoco
Historia 14/08/2019 01:00 pm         


El miércoles 14 de agosto de 2019 falleció Aníbal R. Martínez. Geólogo, historiador y autor de numerosos libros sobre el tema y de la reconocida “Cronología del petróleo venezolano”



Aníbal R. Martínez

El miércoles 14 de agosto de 2019 falleció Aníbal R. Martínez. Geólogo, historiador y autor de numerosos libros sobre el tema y de la reconocida “Cronología del petróleo venezolano”. Publicamos su revelador ensayo sobre los orígenes, la exploración y el desarrollo de la inicialmente conocida como Faja Bituminosa del Orinoco, el más importante reservorio del país en la materia

Ningún indicio en la superficie, fuese manchas aceitosas, olor a nafta, rezumaderos como los que tan profusamente se manifestaban de un extremo a otro de la geografía, gases estrepitosos escapando de una fisura en las rocas, impregnaciones, iridiscencias. Nada que pudiese servir de estímulo en la búsqueda incesante. Ni un aviso que sirviera de interpretación inicial, que indicará el hallazgo.

Sin embargo, a muy poca profundidad, en mantos ya reconocidos petrolíferos en ubicaciones discretamente cercanas, escondida de los imaginativos exploradores en cantidades inimaginables, guardada en un depósito inmenso, allí estaba la riqueza, por doquier.

Las decepciones de los sondeos iniciales no quebrantaron el ánimo. Se conformó una relación particular en los intentos, para abatir las distancias que en la bravura de la prospección simulaban ser metas distintas. La forma geográfica obedecía a un oculto avatar geológico, lo que hizo pensar en un cinturón mágico, problema de ser puro bitumen, una faja bituminosa.

Tenía que resolverse el desafío, confiando en la maravillosa capacidad de los investigadores de cada faceta del trabajo, la seguridad de encontrar las respuestas a lo que parecía enigma, el reconocimiento profesional multifacético de las soluciones. Todo al final se pudo circunscribir con una línea precisa, un campo de petróleo por cientos de kilómetros siguiendo la corriente bravía del Río de las Siete Estrellas. Campo, faja y del Orinoco.


DESCUBRIMIENTO Y DESARROLLO

El primer pozo exploratorio de La Faja, de la Standard Oil (Venezuela), se terminó en La Canoa, el 7 de enero de 1936, en el tope de la anomalía gravimétrica más prominente de la línea de levantamientos que interrumpían la superficie bastante regular del basamento granítico del tercio sur de la cuenca de Maturín, región de los llanos de Anzoátegui, a menos de mil metros de profundidad. Las pruebas de producción no pudieron rendir más que cabezadas de un petróleo de muy alto peso específico y viscosidad extrema, lo cual causó desaliento y confusión.

Se insistió dos veces más en la cercanía, con idénticos resultados, de manera que el sondeo del éxito vino a ser el cuarto. El 14 de noviembre de 1938, la Socony terminó el pozo exploratorio descubridor de La Faja, Suata Nº 1. Tres otras áreas principales de producción importantes se agregaron el año 1939, de un extremo al otro, Cerro Negro-1 al este el 24 de enero, Iguana-1 y El Machete-1 el 15 de mayo y el 31 de julio, respectivamente. Hamaca-1 se terminó el 18 de julio del año 1941 y Pao-1X mucho más tarde, el 18 de julio de 1975.

Los geólogos José Antonio Galavís del Ministerio de Minas e Hidrocarburos y Hugo Velarde de la Corporación Venezolana del Petróleo, al cabo de un año terminaron para el Congreso Geológico de 1967 el trabajo clásico, suscitándose por causa del tamaño increíble de las cuantías mencionadas, el debate enconado que duró década y media, hasta que el Ministerio y la CVP comenzaron los trabajos de evaluación total en firme. Petróleos de Venezuela y sus filiales operadoras los terminaron el año 1982. Este programa, de 2500 años/hombre de trabajo y costo USD 615 millones, completó 120.000 km de líneas sísmicas, perforó de 660 pozos, realizó 373 análisis de petróleo crudo, 129 de gas natural y 206 de agua connata, tomó 5 millones de metros de registros de pozos y cortó 3200 m de núcleos.

Así, la “faja bituminosa” de los años 60 del siglo 20 se convirtió en la “faja petrolífera” de los setenta, correlativamente al muy rápido avance tecnológico en la producción, el manejo y el procesamiento de petróleo crudo extrapesado y el bitumen natural, el incremento de la producción, la toma de conciencia de Venezuela en cuanto exportador sustancial tradicional de petróleo crudo y productos, más los aumentos significativos del precio del petróleo. La denominación de “campo” Faja del Orinoco es precisa, pues se trata de un depósito sin interrupciones, con una línea única envolvente de todos los yacimientos en el subsuelo.

El trabajo técnico que publiqué en abril 1987, en cuanto ensayo introductorio básico del primer número monográfico de la Revista de Geología del Petróleo de Londres, sirvió de “presentación” al campo Faja del Orinoco. Quedó claro que se trataba de una realidad para el futuro, si se resolvían los problemas de la explotación y utilización, en base a ser un reto inmenso de investigación y grandeza por ganar.

La explotación del campo Faja del Orinoco comenzó el 10 de agosto de 1993, al constituirse la primera asociación estratégica de Petróleos de Venezuela, PetroZuata. El año 1995 comenzó a operar Sincor y en 1997, Ameriven y Cerro Negro. El procesamiento del petróleo, para llevarlo a menor densidad que incremente el mercadeo, se hace en los mejoradores de Jóse, al oeste de Puerto La Cruz.

El 26 de julio de 2007 terminó el régimen de asociaciones estratégicas, al convertirse en empresas mixtas, con capital mayoritario de Petróleos de Venezuela.

El campo Faja del Orinoco mide 460 km E-O, hasta 40 km N-S y cubre 13 600 km². Las seis áreas principales de producción, mencionadas antes, definidas en base a los volúmenes de hidrocarburos en el sitio y la productividad, fueron delineadas conforme al mapa Distribución de las reservas en las acumulaciones de 1er y 2do orden, Anexo II-1 de la documentación privada sobre la Evaluación exploratoria de la Faja Petrolífera del Orinoco, por la Coordinación de la Faja Petrolífera del Orinoco, Petróleos de Venezuela, diciembre 1983.

La principal roca-recipiente del campo es la Unidad I de la Formación Oficina, que en buena parte se conforma de depósitos de deltas de ríos antiguos con flujo hacia el norte, con canales angostos en los que se encuentran los mejores yacimientos, como en el área principal de producción Cerro Negro y en las áreas principales de producción San Diego y Zuata.

La estructura regional es la de un monoclinal de bajo buzamiento, sin plegamientos importantes, cortado por fallas menores con caída al norte, de rumbo E-O. La Faja es como una cuña de sedimentos del Terciario, contra el Escudo de Guayana, una trampa inmensa de petróleo que migró del norte desde el centro de la cuenca y se acumuló por causas de naturaleza estratigráfica.


RESERVAS Y RECURSOS EN EL SITIO

Fundamentalmente, los hidrocarburos del campo Faja del Orinoco son petróleo crudo de peso específico extrapesado y bitumen natural, en proporción de dos tercios a un tercio, con cantidades menores de petróleo crudo pesado y gas natural asociado o libre en bolsones aislados. El petróleo crudo extrapesado inicialmente en el sitio es 95,2x109 m3 y el bitumen natural inicialmente en el sitio es 50,4x109 t.

Es evidente que, con sólo cuatro asociaciones estratégicas en operación desde los años 90 del siglo 20, para comenzar el año 2009, con tres de ellas convertidas a empresas mixtas y la otra PetroAnzoátegui, antes PetroZuata, parte de PDVSA Exploración y Producción, la mitad de las cantidades de petróleo crudo extrapesado del campo son reservas, de las cuales sólo una cuarta parte probadas, y la otra mitad, recursos contingentes. Prácticamente todo el bitumen natural de La Faja es recursos contingentes.

El campo Faja del Orinoco es el mayor del mundo. La cantidad de hidrocarburos inicialmente en el sitio de las seis áreas principales de producción, representa el 80 % de la riqueza total.

En el campo Faja del Orinoco no hay petróleo por descubrir. Por eso, el volumen de recursos prospectivos es insignificante, 0,7x109 t, en la fosa de Espino.

Petróleos de Venezuela presentó el 6 de abril de 2005 la visión del plan estratégico 2005-2010. El Ministerio de Energía y Petróleo reinstituyó, sin cambio alguno, el área de evaluación marcada fortuitamente 30 años atrás para PDVSA. Los segmentos idénticos entregados a las filiales Lagoven, Meneven, Maraven y Corpoven fueron renombrados Carabobo, Ayacucho, Junín y Boyacá, respectivamente. Dentro del área se marcaron 27 bloques con una superficie total de 18 220 kilómetros cuadrados; la forma del contorno correlaciona bien con el de las áreas principales de producción.

El 12.8.2005 se ofreció a Brasil un bloque de explotación en el área principal de producción Cerro Negro; una semana más tarde, se presentaron los planes estratégicos de Petróleos de Venezuela 2005-2012 “Siembra Petrolera”, conformado entre otros por el desarrollo de La Faja; el 22 de agosto se entregaron parcelas a petroleras de España y China. Al fin del año 2008, sumaban veinte los bloques otorgados y cinco esperaban turno, todos por asignación directa.


CUANTIFICAR Y CERTIFICAR RESERVAS

El 12 de julio de 2005, Petróleos de Venezuela informó que se adelantaba un proceso para la certificación de las reservas de petróleo del país. El 19.8 se aclaró que la certificación de las reservas del campo Faja del Orinoco la harían empresas estatales de Rusia, China, India, España, Brasil y Uruguay en dos o tres años. En setiembre de 2005, se asignó directamente a Petrobrás cuantificar y certificar el petróleo en el sitio del bloque Carabobo 1, área principal de producción Cerro Negro, campo Faja del Orinoco, como queda dicho, el primero de los veinticinco otorgamientos directos.


¿QUÉ ES LA CUANTIFICACIÓN DE LAS RESERVAS?

Cuantificación es la estimación de la magnitud de las reservas y los recursos de petróleo en los yacimientos del subsuelo, por lo tanto, un proceso eminentemente técnico que requiere un trabajo preciso, cuidadoso y transparente, pues se trata de volúmenes en el subsuelo con un grado de incertidumbre variable, inherente e irreducible. Por una parte, la cantidad del petróleo originalmente en el sitio es la mejor estimación posible y razonable, conforme al conocimiento que en ese momento se tenga de los reservorios; y por otra, el factor de recuperación, que determina cuánto será el recobro final, tiene que usarse con propiedad científica y bajo ningún respecto debe ser objeto de manipulación alguna.

¿Y qué es la certificación de las reservas? Es la opinión profesional que afirma la exactitud y certeza de la cuantificación, razón por la cual está íntimamente ligada a valores profesionales y personales inmutables, como son la integridad, la honestidad, la objetividad y la imparcialidad, así como al conocimiento técnico especializado y el respeto debido a las normas de la competencia.

Los factores numéricos requeridos para la cuantificación se van afinando y concretando con el desarrollo de las operaciones propias de la industria petrolera. Específicamente, la determinación de campo utiliza factores bien definidos, que son 1) la superficie del yacimiento, 2) el espesor de los mantos hidrocarburíferos, 3) la porosidad, o sea la capacidad de almacenamiento de las rocas, 4) la saturación de petróleo en los mantos, 5) la merma que sufre el volumen de petróleo en el subsuelo respecto al que tiene en la superficie a una presión y temperatura diferente y 6) el factor de recuperación. Para determinar el volumen de petróleo en el sitio, los cinco primeros factores se multiplican entre sí. La operación aritmética final, para obtener las reservas probadas, es multiplicar esta cifra por el factor de recuperación.

El Ministerio de Energía y Petróleo reveló el 13 de noviembre de 2006 que para determinar las reservas del bloque Carabobo 1 del campo Faja del Orinoco aplicaría, a la cantidad cuantificada y certificada de petróleo en el sitio, el factor de recuperación 0,2, o sea, el 20 %. Esta operación aritmética final, utilizada en todos y cada uno de los casos, es atrevida e impropia. Es preciso considerar que el factor de recobro usado en La Faja los años 80 del siglo 20 fue 4,3 %, incrementándose a 8,4 % para final del año 2007, en base a la experiencia de la explotación del campo por las asociaciones estratégicas y a las mejoras tecnológicas.

La falta de profesionalismo informativo en los boletines de prensa y el discurso general de intención impropia en el ámbito de la industria internacional del petróleo, produce con frecuencia confusiones innecesarias.


BÚSQUEDA DE SOCIOS

El 30 de octubre de 2008 el Ministerio de Energía y Petróleo abrió el proyecto de selección de socios, mediante licitación pública internacional, para el desarrollo de cuatro parcelas en el bloque Carabobo 1 y construir en Soledad dos proyectos integrados con mejoradores de 38 100 metros cúbicos por día. El 2 de diciembre de manera inusitada se informó que se había agregado una tercera operación integrada con tres parcelas y un mejorador, en tanto diecinueve empresas adquirieron el paquete informativo técnico del proyecto.

El proceso como es costumbre prosiguió con sesiones de trabajo en la oficina de datos, la oportunidad de hacer observaciones y solicitar aclaratorias del modelo de empresa mixta anunciado, la emisión de la versión revisada del modelo de licencia y de las bases del modelo de selección y la presentación de los documentos básicos. La apertura de las ofertas se fijó para el 16 de abril del año 2009, el anuncio de los ganadores el 7 de mayo y la firma de los contratos con los socios ganadores 4 de junio de 2009.

La participación de Petróleos de Venezuela en las empresas mixtas a constituir podría llegar al 70 %. Otras condiciones son el pago de un bono inicial a la República Bolivariana de Venezuela, cumplir con un esquema de financiamiento, presentar un esquema seguro de comercialización y participar en la ejecución de proyectos agroindustriales y de agroproducción.

Es de notar que para fin de junio 2009 se habían aumentado demoras en los plazos iniciales y que la selección de socios y otorgamientos serían cumplidos en su oportunidad. En julio 2009, Petróleos de Venezuela y la estatal de Bielorrusia acordaron estudiar la explotación conjunta del bloque Junín 6 (antes entregado a Enarsa de Argentina) y se convino con Repsol de España determinar los detalles finales para poner el bloque Junín 7 en producción. En agosto 2009, se inició por el bloque Junín 6 el análisis de la viabilidad de su desarrollo con un consorcio ruso.

Tomado de “Entre siglo y siglo” de la Academia Nacional de la Ingeniería y el Hábitat







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