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Análisis del plan propuesto por PDVSA para el de aumento de producción de
petróleo vía reacondicionamiento de pozos cerrados
Nelson Hernández
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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-la-
concepcion/
Julio 2018
Análisis del plan propuesto por PDVSA para el de aumento de producción de
petróleo vía reacondicionamiento de pozos cerrados
Nelson Hernández
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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 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.
Esta cantidad de PCCP representa, como es lógico, una oportunidad para recuperar el
potencial de producción de petróleo que 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 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 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-pozos-con-un-potencial-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.
La grafica anterior muestra la evolución del status de los pozos de hidrocarburos para el
periodo 1995 – 2017. La clasificación macro es la siguiente:
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.
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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 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, 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. 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.
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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 en el 2002
cuando se trabajaron 958 pozos2 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
Quevedo3 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)
3 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.
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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
trabajo RA/RC4 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
hay pozos iguales… sino similares. En el ANEXO I, esta un resumen sobre lo que
significan los trabajos RA/RC.
Otra premisa del análisis, es la producción por pozo, la cual se asume de 200 BD.
No debe dejarse a un lado lo concerniente a la fuerza hombre requerida para realizar 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 como base la productividad 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/taladro-
mes que para una producción de 100 kBD, se necesitarían 125 taladros para que 500
pozos arrojen la producción indicada.
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).
4 RA = Trabajos de ReAcondicionamiento
RC = Trabajos de ReCompletación
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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 cada pozo es un paciente único… no tiene 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 .
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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 habrá que modificar algunas variables. Entre 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 $/B, para pozo con producción de 200 BD.
Este escenario, no es viable económicamente por ser el precio más alto al actual.
Todo lo anterior nos lleva a concluir que para la viabilidad económica del plan de
recuperación de PCCP, habría que reducir las tasas de regalías e impuestos, en función
de la capacidad de producción por pozo.
En definitiva los números macros del plan serian:
Tiempo de ejecución: 10 meses
Volumen incremental por mes: 100 kBD
Volumen final del plan: 1.0 MBD
Numero de taladros dedicados al plan: 125
Fuerza laboral directa: 3000 personas
Numero de pozos recuperados mensualmente: 500
Número total de pozos recuperados en 10 meses: 5000
Inversión total: 2700 M$
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?
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.
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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
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 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 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. Por otra
parte, las reparaciones se 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:
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
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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
CO*- Cerradas por otras causas. Pozo – zonas, previamente activas, que esperan
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
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
EE* - Cerrada por razones económicas. Pozo – zonas que no están en capacidad
de producir o ser reparadas en la actualidad
EG* - Cerrado por alta relación gas/petróleo. Pozo - zonas cerrada por
producción anormal de gas
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EH* - Cerrado por orden oficial (ministerio). Pozo – zona, cerrado mediante una
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 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.
ES* - Esperando reparación de superficie. Pozo – zona que puede ser restituidas
a un estado activo mediante la reparación o reemplazo de equipos mayores de
superficie (líneas de flujo, balancín, motor eléctrico, líneas de gas, etc.)
ET* - esperando sistema de tratamiento (deshidratación, etc.)
EV* - esperando inyección de vapor alternada
EW* - Cerrada por alta relación agua/petróleo
EX* - Cerrada por investigación. Esperando estudio para determinar cese de
producción o anomalías en las características de producción
EZ* - Cerrada aislada selectivamente. Pozo – zona aislada selectivamente por
manga u otro equipo apropiado.
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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:
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. 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.
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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.
