AR presenta el informe sobre la situación petrolera venezolana en el mes de Octubre elaborado por ex – trabajadores de PDVSA. Según el mismo, la producción global es de 2,6 millones de barriles diarios, de los cuales 1,6 millones de barriles diarios sería la producción propia de PDVSA. Las exportaciones, incluyendo crudo y productos, se habrían colocado en 2,09 millones de barriles diarios. Estas estimaciones, similares a las del mes anterior, son significativamente inferiores a las oficiales, y continúarían presentándose serios problemas por el manejo inadecuado de la empresa.
Reporte Consolidado de Octubre 2003
Producción
Se produjeron 2.600 MBD de 3.452 MBD presupuestados, es decir, se encuentran cerrados 849 MBD ó el 24.6 % del presupuesto. De este total producido, 944 MBD (36,4%) corresponden a Convenios y Asociaciones a cargo de terceros y 1656 MBD a producción propia. Esto significa que la producción propia se encuentra 714 MBD por debajo del nivel esperado. La distribución fue la siguiente:
Occidente................................................................ 810 MBD
Oriente y Sur.......................................................... 1333 MBD
(Incluye Producción propia + convenios)
PRODUCCION PROPIA................................... 1656 MBD
CONVENIOS…………………………………… 487 MBD
ASOCIACIONES FAJA…. ……………………... 457 MBD
TOTAL CRUDO. 2.600 MBD
Comentarios:
En Occidente, continúa declinación de la producción de crudo por falta de generación/rehabilitación de pozos/optimización y mantenimiento de instalaciones (pérdida de 600 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.
Cierre de 35-40 MBD en las segregaciones de Rosa Mediano y Tía Juana Mediano.
La producción de Campo Boscan bajo a niveles de 45 MBD, debido a problemas en el despacho de crudo por daños en los barcos de Pdvsa asignados a este tipo de crudo.
Problemas con el tratamiento de crudos, tal es el caso del crudo Laguna que se mantiene fuera de especificación con 4 % de Agua y Sedimento. Es importante resaltar, que han tratado de hacer diferentes mezclas con varios tipos de crudos afectando el valor comercial de algunos de ellos.
Continúan los accidentes por violación de Normas de Seguridad (actos y condiciones inseguras) e impericia del personal:
Derrame de crudo en patio de tanques de Ulé el día 23 de Octubre, vertiéndose en los canales y bombeados al Lago de Maracaibo.
Pérdida del ancla del tanquero Griego B/T Fidelity en el Lago de Maracaibo ocasionó restricciones de trafico en el canal de navegación, así como la disminución del calado limitando el volumen a cargar de los diferentes buques a 2/3 de su carga normal e incremento de sobre-estadía de los buques en el terminal.
En cuanto a Oriente el nivel de producción se ha mantenido en los últimos meses, sin reflejar un sustancial incremento.
En cuanto a Barinas, es importante resaltar que adicional a una disminución de la producción del 10 % en los últimos 8 meses, se han presentado problemas internos entre los trabajadores de Pdvsa Sur y Círculos Violentos que defienden al Sr. Carlos Vallejo (Ex - Gerente de Distrito).
Producción de GAS
Manejo de Gas occidente:
- Gas comprimido (Gas Manejado): 2750 MMPCED vs. 4000 MMPCED
- Gas a levant. Artificial: 1895 MMPCED vs. 2650 MMPCED
- Disponibilidad de Gas: 710 MMPCED vs. 1330 MMPCED
- Entregas de Gas y producción de LGN
- 200 MMPCED a Servicio domestico /Industrial y eléctricos.
- 75 MMPCED al Tablazo
- 45 MMPCED a PQV
- 90 MMPCED al CRP
- 7 MBPD producción de LGN
Comentarios:
Se mantiene limitado el volumen y calidad de Gas al Mercado Interno por indisponibilidad de gas (58 %), destacando 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 48 MBD). En servicio la expansión T-13 de PCTJ-2 del el 25 de Octubre en forma inestable y con los productos fuera de especificación. La planta Lamarliquido está en servicio a baja carga.
PCTJ-3 se mantiene fuera de servicio por daño en sistema de alimentación eléctrica. Unidad T-15 continúa fuera de servicio debido a los daños ocasionados por el incendio ocurrido el día 02 de Agosto. Se estima que esta planta continúe fuera de servicio el resto del año.
Manejo de Gas Oriente: (Sin actualizar)
- Producción de Gas (incluye convenios): 5233,9 MMPCED
- Inyectado: 2838 (2709 Norte/129 Sur)
- Transformado: 286
- Ventas: 1742
- Otros: 500
- Producción Gas Asociaciones: 78,9 MMPCED
Refinación de crudo mes de Octubre:
Amuay: 430 MBD (vs. 635 MBD cap.)
Cardón: 270 MBD (vs. 280 MBD cap.)
El Palito: 105 MBD (vs. 142 MBD cap.)
Pto. La Cruz: 117 MBD (vs. 125 MBD sin DA-2)
TOTAL 922 MBD (78 % de la capacidad de destilación)
Estimado exportaciones Octubre:
Crudo: 1.556 MBD vs. 2.100 MBD programa típico (74 %)
Productos: 538 MBD vs. 800 MBD programa típico (67 %)
• 400 MBD Productos Blancos
• 138 MBD Productos Negros
Total 2.094 MBD vs. 2.900 MBD programa típico (72 %)
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 430 MBD vs. 545 MBD típicos, representando un impacto económico del orden de 3.5 millones de dólares durante el mes.
La operación de la refinería de Amuay durante el mes de Octubre estuvo severamente afectada por la gran cantidad de accidentes, incidentes operacionales y ambientales entre los que destacan:
Las explosiones y posterior incendio ocurridos en la subestación eléctrica del bloque 25 de la refinería la cual trajo como consecuencia varias personas heridas y la parada intempestiva de las unidades de Coquización Retardada, Alquilación, Isomerización, Recuperación de Livianos del Crudo, la Fraccionadora de Nafta Catalítica, la unidad de producción de oxigenados TAME y la unidad privada de producción de hidrógeno privada CHP entre otras unidades. Así como también las reducciones en las cargas de las unidades de craqueo catalítico y de hidrotratamiento de gasóleos de vacío.
La explosión ocurrió presuntamente por la acumulación de gases producto de escapes de propano en el área, situación que venía reportándose y alertándose desde varias semanas atrás.
Entre los daños materiales se encuentra la destrucción total de la subestación eléctrica, los cuales ascienden preliminarmente en el orden de 85 a 100 millones de dólares, y las pérdidas de oportunidad por el impacto de las unidades que se pararon las cuales se encuentran en el orden de 13 millones de dólares para el mes de octubre.
En cuanto al paquete de productos, la indisponibilidad de las unidades antes mencionadas impactó la manufactura de componentes premium como el alquilato los cuales a su vez afectaron la manufactura de productos terminados principalmente gasolinas sin plomo y gasóleos tanto para el mercado local como el de exportación.
Es importante resaltar que de los 6 cargamentos de Gasolina Reformulada comprometidos para el mes de Octubre, solo 1 cargamento fue entregado en términos de RFG y 4 cargamentos fueron entregados como Gasolina Convencional IAD 87.
Los inventarios de Residual del FORS-1 (Reservorio) aumentaron en aproximadamente 2 millones de barriles, producto de las paradas de las unidades a consecuencia de la explosión e incendio de la subestación eléctrica 25.
Destaca también las desviaciones de procedimientos operacionales ante la violación y la desactivación de los sistemas de protección y alarma que previenen la ocurrencia de incidentes como el sucedido, y que denotan la falta de personal en cantidad y calificación suficientes para manejar una operación segura y óptima de las instalaciones.
El incendio por rotura de tubo del horno F-102 de la unidad hidrotratadora HDAY-1 afectando el procesamiento de gasóleos de bajo número de cetano, el procesamiento de naftas craqueadas y la manufactura de Disolago, solvente utilizado en el mercado Local para uso en las tintorerías.
El derrame de hidrocarburos hacía la bahía de Amuay desde los separadores norte y sur del complejo de conversión lo cual originó impactos ambientales en 8 kilómetros de la costa de la comunidad de Las Piedras. Este incidente evidencia la mala operación por descuido de estas unidades de protección ambiental así como la falta de mantenimiento de las referidas instalaciones.
El incendio en la unidad de Isomerización con saldo de una persona quemada e incidente operacional por fuga de ácido fluorhídrico en la unidad de Alquilación posterior a la explosión del bloque 25.
La mala operación de la unidad de Coquización Retardada por la introducción de agua en tambor que estaba efectuando operaciones de coquificación lo cual originó la posterior rotura de la herramienta de corte y que la unidad operara a media carga por espacio de cinco días con impactos económicos del orden de 1 millón de dólares.
La unidad de flexicoquización viene evidenciando problemas por taponamiento parcial del distribuidor de aceite lavado del depurador limitando la carga de la unidad a aproximadamente 57 mil barriles por día vs. los 64 mil barriles por día típicamente procesados por esta unidad, originando impactos económicos del orden de 2 millones de dólares.
Durante el mes de Octubre se evidenciaron las cuantiosas emisiones de componentes sulfurados hacía la atmósfera producto de la indisponibilidad de la unidad de recuperación de azufre SUAY-2. Adicionalmente, debido al precario estado operacional de la unidad de recuperación de azufre SUAY-3, fue dejada esta unidad fuera de servicio para mantenimiento general después de la explosión ocurrida en el Bloque 25.
Operacionalmente, persisten los riesgos de explosión en las instalaciones asociados a la alta explosividad presente en algunas tanquillas del sistema de drenaje de las cloacas y en las tanquillas de conducción eléctrica de la refinería.
Problemas con la producción de Jet de la Refinería, específicamente en la calidad del WSIM del producto, ocasionó la demora de 4 días para la carga de un tanquero a cuenta de Citgo, el cual finalmente fue despachado fuera de especificación. De recibirse el producto fuera de especificación en el terminal de descarga, dado lo delicado del combustible de aviación, el mismo debería ser degradado a Diesel con una penalización de aprox. 360 M$ para un cargamento de 290 mbls.
Durante la semana del 20 de Octubre, el despacho de asfalto que normalmente salía por Puerto La Cruz fue realizado desde Amuay. Se observaron cisternas en Amuay nunca antes vistas en la zona.
Cardón:
Ocurrió derrame de grandes proporciones por congestionamiento del separador 3 originando impactos ambientales en el área del muelle costanero y la comunidad de Punta Cardón. Se estimó que el derrame ascienda entre los 700 y 1000 barriles de hidrocarburo evidenciando la inadecuada operación y mantenimiento de esta instalación de protección ambiental.
La unidad de Coquización Retardada viene operando con uno de los trenes fuera de servicio por los daños ocurrido en la herramienta de corte del tren desde la ultima semana del mes de Octubre, con impactos económicos del orden de 1.5 millones de dólares.
El reservorio de almacenamiento abierto de hidrocarburos (Open pit) se ha venido utilizando para descargar productos fuera de especificación y corrientes que no se han podido almacenar adecuadamente originando la acumulación de inventarios de hidrocarburos de difícil recuperación en el orden de 4 a 5 millones de barriles. Destaca que este reservorio se encontraba fuera de servicio desde el año 1996 (después del arranque del coker), por problemas de filtraciones hacia el subsuelo y no cuenta con instalaciones para la recuperación del producto. Con la puesta en operación del Pit, se pierden todas las acciones realizadas en los últimos años para sanear el subsuelo y las consecuencias pueden ser terribles con el pase de hidrocarburos al mar. Adicionalmente, se pone en peligro la operación de Profalca, pues afecta la clasificación de área eléctrica de la planta.
La manufactura de lubricantes terminados se afectó por la parada no programada de la unidad de extracción de destilados con furfural producto de la rotura de un tubo del horno BA-2 de esta unidad.
Ocurrió incendio menor en la bomba de fondo de la unidad de destilación atmosférica CD-4.
La operación de la unidad de desintegración catalítica de esta refinería está comenzando a verse impactada por el incremento de las pérdidas de catalizador de esta unidad muy probablemente asociado a las fluctuaciones operacionales suscitadas desde el arranque de esta unidad. Así mismo, producto de la menor carga de la unidad de desintegración catalítica de Amuay, la unidad de Alkilación 2 ha venido operando a menor carga afectando la manufactura de gasolina sin plomo para el mercado de exportación.
Envasadora de Lubricantes de la Refinería Cardón:
Continúa la actividad de utilizar bases fuera de especificación debido a problemas de color y viscosidad en las mezclas de la envasadora.
Durante el presente año, no se ha continuado la labor realizada por la Gerencia de Operaciones y Logística, referente a la utilización de aditivos de antiguas formulaciones. A Diciembre de 2002 se habían recuperado 211 tons. (233 MMBs)
Suspendidos hasta nuevo aviso los despachos de lubricantes hacia Pdvsa Oriente.
La elaboración de mezclas del EXTRA MONOGRADO 50 no ha sido posible debido a que no hay existencia del aditivo requerido.
Puerto La Cruz:
Unidades en operación Normal. DA-2 desalando crudo Merey (58 MBD).
FCC con 12,7 MBD de carga vs. 15 MBD y Alquilación con 4 MBD de producción de Alquilato.
EL Palito:
Refinería no opera confiablemente.
Parada de la planta PTR de la refinería por presentarse grietas en el reactor de la Unidad. En reporte de prensa del día 12 de Octubre, se indicó que la parada de esta unidad no comprometía la producción de Pdvsa ya que el componente Reformado seria suplido por el Centro Refinador Paraguaná. Durante los días 13 y 14 de Octubre, descargó en el terminal de El Palito el B/T TAGANROAD 200 mbls de Reformado proveniente de Alemania.
Adicionalmente, en reporte de prensa, anunciaron la parada programada de la Unidad de Craqueo Catalítico durante los meses de Noviembre y Diciembre, indicando de igual manera que dicha unidad tenia mas de 7 años sin hacérsele trabajos de mantenimiento por lo cual la duración de la parada seria de 60 días aproximadamente. La realidad es que esta planta tenia su parada programada para Abril de este año, luego de un ciclo de operación de 4 años después de su parada del año 1999. Adicionalmente, considerando la cantidad de paradas que ha tenido esta unidad desde principios de año por los problemas de no saberla operar, en realidad este año la planta ni siquiera llega a 7 meses de operación.
Petroquímica:
Morón:
-Urea: Planta en mantenimiento mayor desde el 27-Oct-03 con una duración estimada de 35 días para los trabajos. A principios del mes de Octubre, la planta estuvo fuera de servicio varios días por presentarse problemas en las cintas de exportación (hacia almacenes) y fuga de carbamato en la Torre de Absorción de dióxido de carbono.
-Amoníaco: Planta en operación con reformación al 109 % y con un nivel de producción de 25.4 TM/Hr de Amoniaco. Parada de emergencia a principios de Octubre al presentarse problemas en la sección de Reformación (fugas). Mantenimiento mayor a partir del 05 de Noviembre con una duración de 30 días, con recursos propios, los cuales son escasos en número de personal y pericia.
-Sulfato de Amonio (SAM): Planta en operación con sus tres saturadores. Esta instalación presenta serios problemas en sus estructuras civiles y de soportes de tuberías.
-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. Se mantienen los problemas con la Planta de Secado de Roca por limitaciones en el Tambor Secador (TR-201). Problemas en rodillos y cintas de transporte de: roca seca – silos – molienda.
-Granulados (NPK): Planta en operación, sin embargo durante varios días del mes de Octubre no se alcanzaron las especificaciones mínimas de calidad tanto químicas como físicas.
Problemas con el aire de instrumentos (presencia de agua).
-Las ventas se mantuvieron 7 MTM por debajo de los niveles del año 2002. El acumulado dejado de vender por Servifertil estaría en el orden de los 132 MTM, lo cual ha sido recuperado por la competencia.
La Junta Directiva de Pequiven decidió pasar a nomina Pequiven a todo el personal de Servifertil, con lo cual dicha empresa queda como la comercializadora de productos, mientras Pequiven se encargará de todas las operaciones de producción.
El Tablazo:
Plantas de Gas
-LGN-I continúa pasando gas a través de la planta y Maracaibo, sin extracción de Etano (75 mmpced promedio). LGN-II pasando gas 35-40 mmpced para probar equipos.
-Las plantas del Complejo Petroquímico continúan limitadas por baja disponibilidad de gas con un consumo de 45 mmpced vs. 125 mmpced típico.
Plantas de Olefinas
-La planta de Olefinas II operando a 50 % de su capacidad con consumo de Propano de Cabotaje desde Jose, al no disponer de Etano de las plantas LGN-I/II.
Planta de Clorosoda
Continúa fuera de servicio (6 semanas) por problemas de alto contenido de calcio y magnesio en la salmuera.
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.
Rotura techo del tanque MVC (tanque refrigerado) ocasiona fuga de producto altamente tóxico.
PDV Marina
Buques Moruy, Inciarte y Paria pierden clasificación y no pueden navegar fuera de Venezuela por presentar defectos importantes que ponen en duda su seguridad. Solo pueden operar en aguas venezolanas bajo la responsabilidad del armador.
Buques Guanoco y Caura están calificados como activos, pero también presentan condiciones de clase vencidas.
Deltaven
Demanda de combustibles en las Estaciones de Servicio para el mes de Octubre: 190 MBD de Gasolinas y 26 MBD de Diesel, lo cual representa una disminución del 15 % con respecto a la demanda del año 2002.
Incremento del desvío de volúmenes, hacia áreas fronterizas en el caso de la Gasolina y de las estaciones de servicio hacia el sector Industrial para el Diesel.
Demanda de lubricantes al detal esta en el orden de los 3,2 MMLts, lo cual representa una disminución del 35 % con respecto al año 2002.
Mercado inundado de lubricantes de baja especificación y precios de lubricantes DTV a nivel de marcas nacionales muy por debajo del mercado premium.
Estaciones de Servicio con facilidades de GNV en alto riesgo operacional, por falta de mantenimiento preventivo.
En cuanto a Parafinas, se mantiene la situación deficitaria en el mercado. La producción de San Roque se mantiene en niveles por debajo del promedio histórico y la calidad se ha deteriorado, en especial en color y contenido de aceite.
