ENTREVISTA-Intevep apunta a mayor bombeo

La Faja Petrolífera del Orinoco (FPO) produce casi 700.000 barriles diarios (b/d) de crudo extrapesado, según la Memoria y Cuenta del Ministerio de Petróleo y Minería, un nivel que debería subir en los próximos años con la incorporación de tecnología, de acuerdo con los planes de Petróleos de Venezuela (PDVSA).

"Tenemos una campaña ahorita de muchos ejercicios pilotos de recuperación mejorada (...) que asegura un factor de recobro mayor en cada pozo", explicó a DINERO la presidenta del brazo tecnológico de PDVSA, Intevep, Josefina Salazar.

"El estimado conservador que hemos hecho es de 20 por ciento, incluso nuestras reservas están cuantificadas con ese 20 por ciento", amplió Salazar en una entrevista realizada en el marco del Heavy Oil Latin America (HOLA) que se efectuó en Margarita.

El tema de la producción en la Faja, donde el petróleo es extrapesado y necesita ser diluido para poder transportarse y refinarse, ha causado ruido en días recientes ante la importación de crudo ligero al país para atender esas necesidades.

El Plan de Negocios e Inversión de PDVSA, conocido como Siembra Petrolera desde 2005, contempla que el país extraiga 4 millones b/d tan solo de la Faja para el año 2019. Incluso ese nivel de producción planeó alcanzarse en 2012.

Pero además de la opción que tome el país para diluirlo, Intevep –el brazo tecnológico de PDVSA- busca vías para incrementar el factor de recobro de los pozos. Es decir, para sacar un porcentaje mayor del crudo disponible en el extendido yacimiento que pasa por los estados Guárico, Anzoátegui y Monagas; y cuenta con reservas de 259.460 millones de barriles de crudo (87 % de la disponibilidad del país).

Salazar aseguró que el país ya aplica tecnología de estimulación que ha permitido duplicar la producción de algunos pozos.

¿Venezuela inició los proyectos de inyección de vapor, producción en caliente, en la Faja para aumentar el factor de recobro?

Se está empezando con unos pilotos, pero nosotros no vemos la Faja solo producida con vapor. Nosotros vemos que una recuperación secundaria puede ser hecha con químicos, bien sea con sulfatantes, bien sea con polímeros. Estamos haciendo, tratando de hacer, una variedad de ejercicios.

¿Cuándo se prevé culminar los pilotos y pasar a desarrollar los proyectos como tal?

Más o menos dieron un estimado de los pilotos tenerlos listos en tres o cuatro años máximo, para empezar a tomar decisiones.

¿Cuándo culmina ese período?

Ya casi todas las pruebas pilotos están ideadas y van a la aplicación.

¿Cuándo se concretaría un proyecto para incrementar el factor de recobro con la tecnología en caliente?

Tenemos tiempo haciendo un piloto en Petrocedeño y en Petropiar. En el área de Carabobo arrancaremos primeros con los ejercicios.

Yo creo que llegamos al 2016 con el piloto.

¿Qué incidencia tiene el uso de esa tecnología sobre la producción de Venezuela?

La idea es incrementar (el factor de recobro) en cada pozo al 20 %. Ahorita se produce un 8 %.

Ahora es difícil de cuantificar porque cada pozo tiene una producción asociada diferente, habría que hacer la sumatoria de las cosas que hagamos.

¿Y cómo ha incidido hasta ahora?

Si ha contribuido (a subir la producción) sobretodo esta (tecnología) de estimulaciones. Hay pozos donde se ha duplicado estimulando más en la Faja. Esta tecnología tiene como 3 años.

Cada pozo produce diferente, y hay un incremento al 50 por ciento. Pero hay que medirlo porque depende de la producción del pozo.

Ahora, sobre el uso de la tecnología HDH en la Refinería Puerto La Cruz, ¿ya está en la etapa comercial?

Ahí vamos muy bien en cuanto a lo que se llama ingeniería de procura, que es la fase final del proyecto. Con eso pensamos subir la capacidad de la Refinería Puerto la Cruz (que actualmente se ubica en 187.000 b/d). Este proceso es muy avanzado, nos permite hasta un 95 % de conversión (del crudo pesado).

Mientras nosotros estamos procesando un crudo pesado, las refinerías nuestras son más para mediano. El Centro Refinador Paraguaná es el más adaptado para la conversión de crudo pesado.

Estamos obligados a adaptar nuestras refinerías a aceptar crudo pesado. El Palito no está adaptado, ahí tendríamos que hacer otro proyecto.

El HDH pasó por una prueba piloto, que pasan todas nuestras tecnologías para masificarlas, luego pasó a una prueba semicomercial y está en la comercial con 50.000 barriles.

(La producción de la refinería Puerto La Cruz) se eleva un poco más. Ahorita está alrededor de 160.000 b/d. Se suman los 50.000.

¿Qué nuevas tecnologías tiene para 2015?

Nuestro mayor reto está en el transporte de crudo porque nuestra industria necesita de un diluente para transportar. (La producción de) ese diluente se tiene estimado que va a ir bajando, incluso no lo vamos a tener disponible, por lo que hay que buscar la manera de transportar sin usar diluente.

¿Cuánto se planea invertir en tecnología?

En promedio es de unos 150 millones de dólares en 2014.

dbuitrago@dinero.com.ve