A FONDO-Petroleras compiten por proyectos para impulsar producción venezolana, pero les espera un gran reto
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Chevron en posición privilegiada para obtener ganancias iniciales en Venezuela
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Los desafíos incluyen reparación de infraestructura, acceso a diluyentes
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Riesgos legales e incertidumbre regulatoria persisten
Por Mariela Nava, Marianna Parraga y Ana Isabel Martinez
CABIMAS, Venezuela, 19 feb (Reuters) - En septiembre, un taladro para perforar pozos en aguas someras completó su largo viaje desde China hasta la región petrolera venezolana del Lago de Maracaibo.
El paso de la enorme y vieja estructura, llamada Alula, a pocos centímetros debajo del puente que conecta la ciudad de Maracaibo con los campos petroleros de la costa oriental del lago despertó el entusiasmo de residentes y trabajadores que no habían visto llegar equipos de perforación en años debido a las sanciones estadounidenses.
La plataforma impactó un ducto al pasar sobre los 20.000 kilómetros de tuberías subacuáticas que yacen en el lago. El petróleo se filtró durante meses antes de que se pudieran completar las reparaciones y el taladro quedara instalado en el contaminado lago a finales de año. El aumento de la producción de crudo ha sido pequeño desde entonces.
La historia del Alula es una advertencia para las compañías energéticas extranjeras, como la estadounidense Chevron, que buscan expandirse rápidamente en Venezuela y asumir proyectos a corto plazo que son necesarios para impulsar la producción petrolera del país. Cada paso adelante suele traer consigo nuevos desafíos.
Otras compañías foráneas con presencia en el país incluyen a la española Repsol, la italiana ENI, la francesa Maurel&Prom y China National Petroleum Corp.
El presidente Donald Trump quiere que firmas estadounidenses inviertan 100.000 millones de dólares en la reconstrucción de una industria petrolera que ha sufrido 20 años de abandono, mala gestión y falta de inversión bajo los presidentes Hugo Chávez y Nicolás Maduro.
Washington ha estado flexibilizando las sanciones desde su incursión militar para capturar a Maduro a principios de enero, emitiendo varias licencias generales que permiten a empresas energéticas exportar, importar, invertir y operar proyectos de petróleo y gas en el país socio de la OPEP.
Las expansiones tempranas podrían llevar al país a aumentar su producción de crudo en hasta 500.000 barriles por día (bpd) en tan solo seis meses, desde el millón de bpd actual, afirmaron dos ejecutivos de empresas con activos allí.
El secretario de Energía de Estados Unidos, Chris Wright, dijo este mes desde Caracas que espera un "aumento drástico" de la producción venezolana en los próximos meses.
Mientras tanto, Houston, la capital energética de Estados Unidos, y las regiones petroleras de Venezuela están en efervescencia, con ejecutivos movilizándose para captar las oportunidades de negocio que ofrece participar en uno de los mayores trabajos de reparación de una industria energética en la historia.
Se trata de un esfuerzo de la magnitud de las obras para impulsar la producción de Irak tras la segunda Guerra del Golfo o para rehabilitar los yacimientos petrolíferos kuwaitíes incendiados a pedido del líder iraquí Saddam Hussein.
Según media docena de trabajadores, empleados petroleros con experiencia en Venezuela y ejecutivos que planean trabajar allí, así como numerosos expertos y analistas de la industria entrevistados por Reuters para este artículo, la primera fase en Venezuela implicaría algunos proyectos relativamente sencillos para aumentar el flujo de petróleo rápidamente.
Se prevé que estos consistan en usar taladros que ya están en el país, reacondicionar pozos cerrados y mejoradores de crudo que están trabajando por debajo de su capacidad, así como reparar puertos y ductos operados por la petrolera estatal PDVSA. Pero incluso los proyectos que lucen sencillos son en realidad difíciles, dijeron los expertos. Después de eso, el trabajo se volverá aun más complicado.
A principios de febrero, un reportero de Reuters que recorrió la zona del Lago de Maracaibo vio escombros de la industria petrolera, tanques rebosantes de crudo, campos abandonados, costas ennegrecidas y largas filas de vehículos para comprar gasolina cerca de las terminales de almacenamiento y las áreas operacionales administradas por PDVSA.
Todos son recordatorios visibles de cuánto trabajo queda por delante 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 pasos iniciales que ven las empresas se encuentran proyectos como el que ejecuta China Concord Resources Corp (CCRC), que trajo el taladro Alula a Venezuela el año pasado.
La empresa busca aumentar la producción de una combinación de petróleo ligero y pesado de dos campos a 60.000 bpd para finales de este año, desde unos 16.000 bpd en diciembre, mediante un programa de 1.000 millones de dólares que implica reacondicionar hasta 875 pozos antes de perforar pozos nuevos. CCRC intenta ahora resolver varios imprevistos, desde el insuficiente suministro de gas para mantener la presión de los yacimientos hasta la pérdida de data técnica y la falta de transporte para los trabajadores, dijo una fuente del proyecto.
No está claro si ese proyecto procederá después de que Trump dijera que empresas de los rivales de Estados Unidos en el escenario político mundial -China, Rusia e Irán- ya no son bienvenidas en Venezuela.
Bajo las sanciones, compañías de esos países eran las únicas dispuestas a trabajar en Venezuela. En contraste, Chevron —durante años la única gran productora estadounidense de crudo en el país— se encuentra en una posición privilegiada para lograr ganancias tempranas.
La compañía necesita el tipo de crudo ligero que China Concord está produciendo y está compitiendo con rivales para asegurar el suministro en el Lago de Maracaibo.
El petróleo ligero y los combustibles que pueden diluir el denso petróleo venezolano, son materias primas valiosas para las compañías energéticas que operan en el país. Sin mejoradores de crudo o costosos 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 empresas extranjeras por trabajar en regiones altamente contaminadas o técnicamente complejas como el Lago de Maracaibo y el Norte de Monagas, que PDVSA ha descuidado en las últimas décadas como parte de su estrategia para mantener el foco en la prolífica y vasta Faja del Orinoco, más al sureste.
El petróleo de los alrededores de Maracaibo también podría ser más económico para Chevron que el de otras regiones, especialmente al estar los precios del crudo bajos, porque no necesita ser tratado antes de su exportación, dijo un exempleado que trabajó en Venezuela.
Otras opciones incluyen reabrir pozos cerrados por falta de equipo especializado o suministro eléctrico, reacondicionar pozos de bajo rendimiento para elevar producción y perforar nuevos pozos, dijo el exempleado, agregando que Chevron probablemente ya tiene una larga lista de nuevas ubicaciones de pozos en consideración.
Chevron dijo que "ha sido parte del pasado de Venezuela y mantiene su compromiso de trabajar en conjunto para su futuro". Agregó que acoge con satisfacción las recientes licencias estadounidenses y las reformas legales en Venezuela.
El Ministerio de Hidrocarburos del país y PDVSA no respondieron a solicitudes de comentarios. No fue posible contactar de inmediato a China Concord.
LABOR PESADA EN EL ORINOCO
Empresas que tienen contratos petroleros o participaciones en proyectos en todo el país están compitiendo por acceso a equipos especializados que ya se encuentran allí.
Hay hasta 14 taladros de perforación y reacondicionamiento almacenados durante años en Venezuela que son propiedad de SLB , que tiene su oficina principal en Houston y es 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 inició su programa de perforación más reciente en Venezuela en 2024 como parte de una licencia previa otorgada por Estados Unidos. Al igual que la petrolera estadounidense, SLB cuenta con muchos años de experiencia en el país.
Los taladros que SLB tiene en Venezuela fueron utilizados para proyectos de PDVSA antes de que Washington impusiera sanciones en 2019. Posteriormente, las empresas estadounidenses y las que cumplían con las sanciones no pudieron operar taladros ni equipos especializados allí.
SLB dijo que sigue contando con instalaciones operativas, equipos y personal en Venezuela y que se encuentra en las primeras etapas de colaboración con sus clientes para coordinar los próximos pasos. "Confiamos en que, bajo las condiciones y el entorno de seguridad adecuados, podremos intensificar las actividades rápidamente".
Los taladros de perforación y mantenimiento son muy necesarios en la Faja del Orinoco, donde la producción suele emplear un sistema de macollas o grupos de pozos.
Sin embargo, la necesidad de diluyentes para mezclar con el crudo extrapesado podría ser más urgente para drenar los inventarios de petróleo acumulados en los últimos meses e impulsar las exportaciones.
Chevron y otros socios de PDVSA están enfocados en asegurar equipos de perforación, acceso a mejoradores de crudo y a petróleo ligero o nafta que puedan utilizarse para mezclar. La estadounidense también necesita renovar infraestructura propiedad de PDVSA, como la terminal de exportación de Bajo Grande.
Además, tendría que dragar el canal de navegación del Lago de Maracaibo, algo que no se ha realizado adecuadamente durante años debido a que las sanciones impedían la contratación de las dragas necesarias para ese trabajo.
Para que Chevron pueda elevar significativamente la producción en la Faja, requiere renovar el mejorador de su proyecto Petropiar, que convierte el petróleo extrapesado en variedades de crudo exportables. Dicha instalación tampoco ha sido completamente reparada durante años, informaron dos fuentes de la empresa.
Solo cinco proyectos en Venezuela, de más de 40 empresas mixtas entre PDVSA y socios extranjeros y locales, tienen acceso a mejoradores o estaciones de mezcla para procesar el crudo extrapesado de la Faja, una región que alberga más del 80% de los 303.000 millones de barriles de reservas de crudo estimadas del país.
Las empresas sin mejorador tendrían que obtener costosos diluyentes importados para poder exportar barriles, una opción que reduciría su rentabilidad y que, además, presenta desafíos logísticos debido a las limitaciones de Venezuela para su descarga, transporte y almacenamiento.
North American Blue Energy Partners, vinculada al magnate estadounidense del asfalto Harry Sargeant, lleva meses reparando al menos un taladro propiedad de PDVSA para su proyecto Petrocedeño en la Faja. La finalización de estas reparaciones podría poner en funcionamiento el equipo inactivo con relativa rapidez, según dos fuentes cercanas a la compañía.
North American Blue Energy Partners no respondió de inmediato a una solicitud de comentarios.
Thomas O'Donnell, estratega energético independiente, afirmó que muchos yacimientos venezolanos dados de baja por agotamiento aún podrían tener 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 ni el equipo para seguir explotándolos y estaban seleccionando cuidadosamente los yacimientos", explicó.
O'Donnell se refirió a campos maduros donde los últimos estudios sísmicos se completaron en la década de 1990 o principios de la década de 2000 utilizando tecnología 2D ahora obsoleta.
Dijo que las empresas podrían lograr ganancias sustanciales entrando en campos que ya están en funcionamiento y actualizándolos, lo que potencialmente generaría "quizás un aumento del 50 o 100% sobre lo que está saliendo ahora".
Un ejecutivo de una compañía de servicios petroleros que ha trabajado en Venezuela, hablando bajo condición de anonimato, estimó que el país podría aumentar la producción total en los campos existentes a 1,5 millones de bpd en menos de un año, siempre que se obtengan las licencias necesarias.
La fuente afirmó que los campos petroleros venezolanos "son muy nobles, se puede subir mucho la producción", refiriéndose a las abundantes reservas. Sin embargo, añadió que persisten problemas en la cadena de suministro y grandes preocupaciones de seguridad, especialmente en los alrededores de Maracaibo.
El ejecutivo también señaló que aún existe incertidumbre jurídica, ya que no hay garantía de que los acuerdos firmados ahora serán respetados por futuros gobiernos.
La Asamblea Nacional aprobó en enero una reforma petrolera profunda que otorga autonomía a las empresas extranjeras.
Pero algunos de los nuevos modelos de contrato -inicialmente impulsados por Maduro con poco éxito- aún son considerados riesgosos por posibles inversores, según han dicho ejecutivos petroleros, añadiendo que se necesita una mayor regulación para dichos contratos.
También existen cuestionamientos 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 consideraron fraudulentas.
Otro riesgo importante para los inversores es que los futuros gobiernos estadounidenses cambien de política y alivien la presión que ha obligado a Caracas a ceder el control de sus exportaciones e ingresos petroleros a Washington.
Un trabajador de la terminal La Salina de PDVSA, cerca del Lago de Maracaibo, dijo a Reuters que la inversión requerida será enorme, según su experiencia de 22 años trabajando en la zona. "Las empresas que vienen tienen con qué hacerlo, falta ver que realmente quieran, cuando vean el desastre que tenemos", afirmó.
(Reportes de Mariela Nava, Marianna Párraga, Ana Isabel Martínez, Nathan Crooks, Sheila Dang y Deisy Buitrago. Reporte adicional de Aizhu Chen. Editado por Javier Leira)
