AR presenta el informe sobre la situación petrolera de Noviembre preparado por los ex trabajadores de PDVSA. Según el mismo, la producción petrolera continúa estancada, por debajo de la cuota OPEP. Habría sido de 2,58 millones de barriles diarios, 25% menos de lo presupuestado, de la cual 1,639 millones de barriles diarios corresponden a PDVSA. Las exportaciones habrían sido de crudo habrían sido de 1,656 millones de barriles diarios y las de productos 0,519 millones de barriles diarios. Continúan los problemas de mantenimiento y no arrancan los proyectos de inversión.
Reporte Consolidado de Noviembre 2003
Producción
Se produjeron 2.580 MBD de 3.452 MBD presupuestados, es decir, se encuentran cerrados 872 MBD ó el 25 % del presupuesto. De este total producido, 941 MBD (36%) corresponden a Convenios y Asociaciones a cargo de terceros y 1639 MBD a producción propia. Esto significa que la producción propia se encuentra 731 MBD por debajo del nivel esperado. La distribución fue la siguiente:
Occidente................................................................ 830 MBD
Oriente y Sur.......................................................... 1750 MBD
(Incluye Producción propia + convenios)
PRODUCCION PROPIA................................... 1639 MBD
CONVENIOS…………………………………… 475 MBD
ASOCIACIONES FAJA…..……………………. 466 MBD
TOTAL CRUDO. 2.580 MBD
Comentarios:
En Occidente la producción está en el órden de los 830 MBD, en línea con la declinación de la producción de crudo de los últimos meses, por falta de generación/rehabilitación de pozos/optimización y mantenimiento de instalaciones (pérdida de 580 MBD). Continúan los inventarios de crudo en un nivel mínimo (menor de 8 MMBls vs. 22 MMBls al 02-12-02), debido al bajo nivel de producción, ocasionando tiempo de demoras y menor cantidad de buques recibidos/despachados.
Baja producción de crudo y problemas con el tratamiento, han ocasionado menores despachos de buques e incremento de sobre-estadía de los mismos en el terminal.
Envío de crudo al CRP con alto contenido de agua y sedimentos (4 % de Agua y Sedimento vs. 1% max.) impactó la elaboración de aceites lubricantes en el CRP.
La falta de recepción en el CRP del crudo de especialidades (segregación Tía Juana Mediano) ocasionó un déficit de 2000 TM de lubricantes para el mercado local.
En cuanto a Oriente, el nivel de producción se ha mantenido en los últimos meses con una ligera tendencia a la reducción.
En el área de Barinas/Apure, se observa una disminución de la producción del 10 % en los últimos 9 meses.
Producción de GAS
Manejo de Gas occidente:
- Gas comprimido (Gas Manejado): 2820 MMPCED vs. 4000 MMPCED
- Gas a levant. Artificial: 1935 MMPCED vs. 2650 MMPCED
- Disponibilidad de Gas: 740 MMPCED vs. 1330 MMPCED
- Entregas de Gas y producción de LGN
- 220 MMPCED a Servicio domestico /Industrial y eléctricos.
- 85 MMPCED al Tablazo
- 50 MMPCED a PQV
- 100 MMPCED al CRP
- 12 MBPD producción de GLP
Comentarios:
Afectadas entregas de gas al Mercado Interno y GNV (54%), por baja disponibilidad de gas en calidad y cantidad. Enelven Maracaibo sin consumo.
Continúan fuera de servicio las estaciones de GNV de la zona sur, operando 3 estaciones en la zona norte con gas proveniente del Tablazo.
Limitado proceso de extracción de LGN al operar 2 plantas en forma inestable de un total de 6 (pérdida de 43 MBD).
Refinación de crudo mes de Noviembre:
Amuay: 440 MBD (vs. 635 MBD cap.)
Cardón: 270 MBD (vs. 280 MBD cap.)
El Palito: 105 MBD (vs. 142 MBD cap.)
Pto. La Cruz: 115 MBD (vs. 125 MBD sin DA-2)
TOTAL 930 MBD (79 % de la capacidad de destilación)
Estimado exportaciones Noviembre:
Crudo: 1656 MBD vs. 2100 MBD programa típico (79 %)
Productos: 519 MBD vs. 800 MBD programa típico (65 %)
• 381 MBD Productos Blancos
• 138 MBD Productos Negros
Total 2175 MBD vs. 2900 MBD programa típico (75 %)
Aspectos Resaltantes de Refinación:
CRP :
Amuay:
El proceso de crudo impactado por la menor producción de crudo en el occidente del país se situó en el orden de 440 MBD vs. 545 MBD típicos. Procesando Mesa para alcanza proceso indicado.
Luego de la gran cantidad de accidentes, incidentes operacionales y ambientales que afectaron la operación de las diferentes unidades de la refinería en el mes de Octubre, en particular la explosión en la sala de barras del bloque 25 de Amuay, a continuación se indican los aspectos más importantes de la situación de las plantas durante el mes de Noviembre:
A mediados de Noviembre entran en operación los dos trenes de la Unidad de Coquización Retardada. La carga actual es de 34 MBD. Flexicoker operando a 63 MBD y la Unidad de Craqueo Catalítico con 100 MBD.
La unidad de Alquilación operando con un nivel de carga de 14 MBD e Isomerización se mantiene entre los 8-8.5 MBD por problemas con la conversión de los reactores.
HDAY-1 en servicio desde el miércoles 12/Nov.
SUAY-3 entregada mecánicamente y realizando pruebas de hermeticidad.
El día 14/Nov se tapó la línea de producción de azufre por lo que las unidades SUAY-1/2 operaron a mínima carga y recirculando a las HDAY’s para reducir emisiones de azufre. Sin embargo, continúan las cuantiosas emisiones de componentes sulfurados hacía la atmósfera.
Continúan en aumento los inventarios de Residual del FORS-1 (aproximadamente 2 millones de barriles adicionales).
Cardón:
El Lunes 10/Nov ocurrió un incendio en la correa transportadora de coque de la pila al buque.
Unidad de regeneración del catalizador del Reformador de Naftas fuera de servicio por falla del compresor K-305, lo cual ocasiona un deterioro en la calidad del Reformado componente indispensable para la manufactura de las Gasolinas del Mercado Local y Exportación.
Puerto La Cruz:
Unidades en operación Normal.
DA-1: 71 MBD
DA-2 desalando crudo Merey (54 MBD).
DA-3: 54 MBD
San Roque: 5.8 MBD
FCC 14 MBD de carga vs. 15 MBD y Alquilación con 4 MBD de producción de Alquilato.
El Palito:
A partir del día 16/Nov comenzó la parada de las Plantas de Conversión y Tratamiento de la Refinería El Palito con un tiempo estimado de 60 días de duración.
Aun cuando en reporte de prensa las autoridades de la Refinería indican el recibo de componentes desde el CRP para la mezcla de Gasolinas, durante el mes de Noviembre descargó en el terminal de ELP el segundo cargamento de Reformado Importado (B/T Nicos Tomasos), componente utilizado para la preparación de las Gasolinas de Mercado Local y Exportación.
De igual manera en reporte de prensa, se indica la salida de un cargamento de Gasolina Reformulada desde este terminal con destino a la Costa Este de los Estados Unidos. Llama la atención, que durante una parada y donde incluso se están importando componentes para cumplir con el abastecimiento del Mercado Local con los costos que esto representa, se exporte un cargamento de Gasolina hacia los Estados Unidos.
Petroquímica:
Morón:
Urea: Planta parada por mantenimiento mayor desde el 27-Oct-03 con una duración estimada de 35 días para los trabajos. Actualmente se desarrollan actividades de inspección, para cierre de equipos y se estima iniciar el proceso de calentamiento y arranque para el día 12 de Diciembre.
Amoníaco: Planta en mantenimiento mayor desde el 27-Oct-03 con una duración estimada de 46 días. Actualmente cerrando equipos y se estima iniciar proceso de calentamiento para el día 12 de Diciembre.
Sulfato de Amonio (SAM): Durante la mayor parte del mes la planta opero con un saturador y como máximo dos versus tres saturadores, debido a las limitaciones en la disponibilidad de amoníaco gas.
Sulfúrico: Planta en operación. Sistema MAC-100 (sistema de remoción de SO2) fuera de operación, por lo que continúan las altas emisiones de SO2 a la atmósfera ocasionando daños al medio ambiente.
Fosfórico: Planta en operación. Mantienen producción limitada por los problemas con la Planta de Secado de Roca ante las limitaciones en el Tambor Secador (TR-201). Problemas en rodillos y cintas de transporte de: roca seca – silos – molienda.
Granulados (NPK): Planta en operación. Problemas con el aire de instrumentos (presencia de agua).
Servicios Industriales: A mediados del mes de Noviembre hubo corte general de electricidad en el complejo ante falla del suministro eléctrico por parte de CADAFE. Todas las plantas de manufactura quedaron sin producción por dos días y no se pudo restablecer inmediatamente la energía por encontrarse los turbogeneradores TG-1 y TG-2 en mantenimiento.
Las ventas se mantuvieron 14 MTM por debajo de los niveles del año 2002. El acumulado dejado de vender por Servifertil estaría en el orden de los 147 MTM de fertilizantes (60 % aprox. Es urea), lo cual ha sido recuperado por la competencia (Agroisleña).
Durante el fin de semana del 6 y 7 de Diciembre, se noto la presencia de la Disip en el complejo, supuestamente para evitar saboteo al momento del arranque de las plantas de amoniaco y urea.
El Tablazo:
Plantas de Olefinas
La planta de Olefinas II operando a 70 % de su capacidad con consumo de Propano de Cabotaje desde Jose, al no disponer de Etano de las plantas LGN-I/II.
Recibiendo Propano de Jose para el Mercado Interno. El uso de propano como materia prima va en detrimento de las economías de producción de etileno y por ende en el balance de divisas de PDVSA. La planta de extracción de etano, fue instalada precisamente para sustituir el propano de cabotaje por etano proveniente del gas producido en Occidente.
Planta de Clorosoda
En operación con limitación en capacidad por problemas en membranas.
Planta de Vinilos
Limitada al 70 % por indisponibilidad de materia prima. Las plantas de las Empresas Mixtas mantienen limitada la producción de Polietileno, lo que ocasiona la importación de materia prima para la producción de plásticos para el Mercado Nacional, es decir, etileno, lo cual agrava mas la economía de la cadena de etileno, mencionada anteriormente, y las de las resinas.
Continúa fuga de producto altamente tóxico por rotura techo del tanque MVC (tanque refrigerado).
Distribución – Mercado Local
Poliducto Sumandes: Como resultado de una mala operación en el poliducto Sumandes, al enviar una herramienta de limpieza, se produjo un taponamiento hidráulico en el tramo San Lorenzo - El Vigía, lo que impidió el abastecimiento de combustibles a la Planta El Vigía desde el 4 al 14 de noviembre, desde la cual se suministra alrededor de 30 MBD entre gasolinas y diesel para los estados andinos. Esto ocasionó el desvío de gandolas de gasolinas para estaciones de servicio y diesel para el sector eléctrico a la Planta de Barquisimeto, produciendo fatiga en equipos y malestar/cansancio en conductores. También tuvo efectos en el suministro a la región central causando cierta escasez en varias estaciones de servicio en dicha región. El sistema Sumandes consta de un poliducto de 285 Km. con tres (3) Plantas de Distribución, Bajo Grande, San Lorenzo y El Vigia, interconectadas por el poliducto.
En la región central del país se suspendieron entregas a ciertas estaciones de servicio PDV a mediados de noviembre, por presentar supuestas deudas millonarias asociadas a despachos no controlados, realizados en el primer trimestre del año y que las estaciones de servicio dicen no haber recibido. PDV está presionando para recibir la supuesta deuda.
Desfalco millonario por concepto de combustible que salió de la planta de Maporal (Barquisimeto) con destino aún no determinado y factura emitidas que no coinciden con las notas de entrega por los dueños de las estaciones de servicio, lo cual es otro ejemplo de la falta de controles en las plantas y centros de distribución.
En Caracas se han producido paralizaciones puntuales de E/S por problemas de entrega de combustible. Las entregas a estaciones de servicio se han visto afectadas por el estado de operatividad de las gandolas por problemas de mantenimiento y malestar de los conductores por el incumplimiento de las promesas sobre formación de cooperativas y mejoras en las condiciones económicas.
Eventos de Seguridad y Ambiente
A continuación se presenta un resumen de los accidentes e incidentes conocidos desde el 2/12/02 al 17/11/03:
En materia de accidentes personales, cincuenta y ocho (58) trabajadores lesionados resultando quince (15) personas fallecidas; de estos últimos, siete por accidentes automovilísticos, tres por incendio o explosión, tres por caídas desde altura y golpeados por objetos en movimiento y dos por fugas de gases tóxicos. Así también, se ocasionaron lesiones permanentes a otros trabajadores con pérdida de pierna y fractura de cráneo.
125 derrames de crudos y productos de hidrocarburos, que han afectado de manera notable al Lago de Maracaibo, Bahías de Amuay y Punta Cardón, Catia La Mar y Carenero.
Más de 17.000 Barriles derramados, realizando labores inherentes a la Producción y Refinación. El índice volumétrico de derrames, es decir el volumen derramado por Millón de Barriles Producidos, se incrementó en el negocio de Producción de 7 (al tercer trimestre del 2002) a 548; lo que representa un aumento de alrededor del 7000%, es decir, mas de 70 veces su valor. Este desempeño es altamente deficiente al compararse con la gestión histórica de PDVSA y el promedio mundial del Oil and Gas Producers (OGP) correspondiente al año 2001, cuyo valor es casi 30 veces menor.
Unos 124.400 metros cuadrados de suelos, afectados por derrames de crudos, cauce de ríos, vegetación, cultivos, viviendas y tendidos de tuberías y piso de pozos.
12 fugas de gases tóxicos y quema de gas, donde sobresale la fuga de gas en la planta de alquilación de la refinería El Palito resultando en dos trabajadores fallecidos.
38 incendios en instalaciones, ocurridos en instalaciones de Producción y Refinación. Resaltan el incendio y explosión que ocurrieron en la Plantas de Super Octanos del Complejo Industrial Jose el cual produjo tres lesionados con graves quemaduras, de los cuales fallecieron dos en días posteriores al día del incidente; así también, el incendio de la Sub Estación eléctrica del CRP que dejó mas de 100 MMUS$ de pérdidas y el incendio en la Gabarra GP-20 el cual produjo pérdida de la cabria y daños severos a la estructura.
Situación de los principales proyectos mayores
Refinación:
1. Proyecto Valcor – PLC
• En construcción, estiman arranque para marzo/abril 2004 ( Un año desfase)
2. Proyecto PICC – ELP
• Proyecto paralizado gran cantidad de equipos y materiales en almacén con indicios de fuertes reclamos por consorcio de construcción
3. Proyecto Rampa – ELP
• Proyectos paralizados con todos los materiales en almacén y con indicios de reclamos por empresa de construcción
4. Proyecto HNAY – CRP
• Licitación del IPC paralizada desde Dic 2002. En revisión de ingeniería Básica. (Desfase de mas de un año en el proyecto)
5. Proyecto FCC Cardon – CRP
• Licitación del IPC paralizados desde dic 2002. ( Desfase de mas de un año)
Gas:
1. Proyecto ICO
• Ingeniería de Detalle concluida en Nov 2002.
• Ejecutando nueva Ing. Básica y de Detalles por cambio de presión en ultimo tramo de tubería afecta diámetro y espesores de tubería (Retraso de un año en el proyecto)
• Plantas Compresoras de Altagracia, Los Morros y Morón no se sabe si concluyeron Ingeniería Básica
• Evaluando ejecución bajo esquema de Cooperativas
2. Proyecto Gasoducto Anaco Jose:
• Canceladas las licitaciones de la construcción de los tramos del gasoductos
• Tuberías, válvulas y accesorios disponibles en almacén.
• Indicios de reactivación, nombraron gerente de proyecto
3. Proyecto Gas Anaco
• Canceladas las licitaciones de la construcción de los tramos del gasoductos, tuberías, válvulas y accesorios disponibles en almacén. Indicio de reactivación
4. Proyecto Condominio Paria
• Compraron terrenos en Paria, proyecto continua con desfase de un año en su ejecución
5. Proyecto Criogénico Occidente
• Paralizada ing. Básica en ejecución para dic 02.
Producción:
1. Proyecto Nitrógeno / Proyecto Generación Eléctrica
• Proyectos Paralizados
