AR presenta el informe de Gente del Petróleo sobre la situación del sector petrolero venezolano (y aspectos relacionados) en agosto de este año. Según el informe, la producción global fue de 2,62 millones de barriles diarios, inferior en 684.000 barriles diarios a los 3,3 millones de barriles diarios que afirma el gobierno. La producción propia de PDVSA habría sido de 1,656 millones de barriles diarios y 0,960 millones corresponden a convenios y asociaciones. Las exportaciones de crudos y productos fueron de 2,235 millones de barriles diarios, de los cuales 1,693 corresponderían a crudos y 0,542 a productos. Persistirían distintos tipos de problemas, como la declinación y manejo ineficiente de la industria.
Gente del Petróleo
Reporte Consolidado de Agosto 2003
Producción
Se produjeron 2.616 MBD de 3.452 MBD presupuestados, es decir, se encuentran cerrados 836 MBD ó el 24.2 % del presupuesto. De este total producido, 960 MBD (37%) corresponden a Convenios y Asociaciones a cargo de terceros y 1.656 MBD a producción propia. Esto significa que la producción propia se encuentra 709 MBD por debajo del nivel esperado. La distribución fue la siguiente:
Occidente................................................................ 820 MBD
Oriente y Sur.......................................................... 1324 MBD
(Incluye Producción propia + convenios)
PRODUCCION PROPIA................................... 1656 MBD
CONVENIOS…………………………………… 488 MBD
ASOCIACIONES FAJA….……………………... 472 MBD
TOTAL CRUDO. 2.616 MB
Comentarios:
- En Occidente, continúa declinación de la producción de crudo por falta de generación/rehabilitación de pozos/optimización y mantenimiento de instalaciones (pérdida de 590 MBD). Continúa la fiscalización de crudo con alto contenido de agua (hasta 2 % promedio vs. 0,8 % de Agua y Sedimento). Adicionalmente, se mantienen los inventarios de crudo en un nivel mínimo (menor de 8 MMBls vs. 22 MMBls al 02-12-02), lo cual confirma el bajo nivel de producción actual.
- Continúan derrames de crudo al Lago por falta de mantenimiento a las instalaciones y filtraciones de gas.
- En cuanto a Oriente el nivel de producción se ha mantenido en los últimos cuatro meses, sin incremento en dicho período. Esto ha sido posible gracias a la sobreproducción de crudos livianos, ya que la producción de los crudos pesados está declinando, como se evidencia de los cambios en el programa de entregas de estos crudos a Citgo y otros clientes.
Producción de GAS
Manejo de Gas occidente:
- Gas comprimido (Gas Manejado): 2650 MMPCED vs. 4000 MMPCED
- Gas a levantamiento artificial: 1870 MMPCED vs. 2650 MMPCED
- Disponibilidad de gas: 730 MMPCED vs. 1330 MMPCED
- Entregas de gas y producción de LGN
- 210 MMPCED a Servicio domestico /industrial y eléctricos.
- 60 MMPCED al Tablazo
- 35 MMPCED a PQV
- 70 MMPCED al CRP
- 10 MBPD producción de LGN
Comentarios:
- Se mantiene limitado el volumen y calidad de gas al mercado interno por indisponibilidad de gas (47 %).
- Continúan fuera de servicio las estaciones de GNV de la zona sur, operando intermitentemente 3 estaciones en la zona norte.
- Continúa limitado proceso de extracción de LGN al operar 2 plantas en forma inestable de un total de 6 plantas (pérdida de 45 MBD).
- Daño en la planta de extracción T-15 de PCTJ-3 por incendio el 02-08-03, no se ejecutó mantenimiento mayor programado para febrero 2003, impactando 15 MBD la producción de LGN.
- Accidente en planta PCTJ-3 con 3 electricistas heridos (17-08-03) que mantiene 400 mmpcd de capacidad fuera de servicio.
Manejo de gas Oriente:
- Producción de gas (incluye convenios) : 5199 MMPCED
- Inyectado: 2694 (2563 Norte/131 Sur)
- Transformado: 396
- Ventas: 1627
- Otros: 483
- Producción gas Asociaciones: 78 MMPCED
Refinación de crudo mes de Agosto:
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 Agosto
Crudo: 1693 MBD vs. 2100 MBD programa típico (81 %)
Productos: 542 MBD vs. 800 MBD programa típico (68 %)
• 396 MBD Productos Blancos
• 146 MBD Productos Negros
Total 2235 MBD vs. 2900 MBD programa típico (77 %)
Aspectos Resaltantes de Refinación:
CRP y Bajo Grande
Amuay:
- Parada de Planta 2 por un lapso de 15 días (a partir del 28/07) por problemas de fraccionamiento y reparación de hornos.
- Se mantiene la baja disponibilidad de crudo debido a la menor producción con un procesamiento de 430 MBD vs. 545 MBD típico (79 %).
- Continúa afectada la producción de componentes premium para la manufactura de Gasolina Sin Plomo (GSP) nacional y la gasolina reformulada de exportación, al estar fuera de servicio la unidad de producción de Oxigenados TAME desde el mes de diciembre 2002. Durante el mes de agosto, se entregaron 7 cargos de Gasolina RFG vs. 11 cargos programa típico, presentando problemas de calidad los 2 primeros cargamentos del mes.
- Continúan las altas emisiones de componentes sulfurados a la atmósfera (dióxido de azufre), lo cual representa una situación sin precedentes de contaminación ambiental para las comunidades aledañas, violándose los límites establecidos por el MARNR.
- Se mantiene la contaminación ambiental por efecto de las altas emisiones de coque a la atmósfera, debido a problemas con la operación de la unidad de ensacado de coque del Flexicoker y por la mala operación de las pilas de coque de la unidad de Coquización Retardada. Destaca también, el despacho de buques de coque ensacado con menor volumen del comprometido, originando costos adicionales por pago de flete muerto.
Cardón:
- Se mantiene en un 70 % el procesamiento de crudo.
- Continúa afectada la producción de los componentes premium para la manufactura de GSP nacional, la gasolina de exportación y el Avigas (Combustible de Aviación), debido a la indisponibilidad de la unidad Alki-1, la operación de Alki-2 por debajo de su nivel típico y al mantener fuera de servicio la unidad de Oxigenados MTBE.
- Adicionalmente, la unidad de hidrotratamiento de Naftas NHT fue sometida a un descostramiento del reactor no programado, impactando el volumen y calidad del reformado producido (componente imprescindible en la manufactura de gasolina Mercado Local y Exportación). Destaca que a esta unidad se le realizó mantenimiento en noviembre del 2002 y que el reactor haya sido taponado parcialmente en sólo 5 meses de operación, confirma la mala operación de las instalaciones en dicha Refinería.
- La producción de gasoil fue impactada por la parada no programada de la unidad de hidrotatamiento HDT-2 por espacio de 5 días debido a problemas de confiabilidad de las bombas de carga de la unidad.
- En seguridad, destaca el alto nivel de incidentes/accidentes que se están presentando continuamente como derrames y fugas de productos ocasionando quemaduras, torceduras y mutilaciones a personal que labora en dichas instalaciones. Se hace mención al fallecimiento de una persona de la contratista Venelin por accidente en la Refinería de Cardón.
Envasadora de Lubricantes de la Refinería Cardón:
- La producción de bases lubricantes es normal. Sin embargo, información recibida del sector transporte indica que han sido devueltas cisternas por procesadoras manifestando problemas de calidad de la base. Se desconoce el destino de la misma.
- El suministro de aditivos está muy restringido debido al bajo inventario de todas las empresas que trabajan con estos productos por el control de cambio. Se tiene conocimiento que el único proveedor que mantiene cierto inventario es Lubrizol, el cual no mantiene convenio enmarcado en la Alianza Estratégica. El nivel de inventario en la planta envasadora es crítico.
- La producción de Julio alcanzó 10.600 empaques/dia (70 % de la producción normal).
- El envasado de tambores y pailas está sujeto a la disponibilidad de aditivo, notándose cierta disminución en el consumo de envases vacíos.
- Se maneja la información de la pérdida del cliente Carbones del Guasare, el cual manejaba 200.000 litros por mes. Se presume que Shell lo haya captado.
Refinería Bajo Grande:
- A pesar de haber realizado mantenimiento general en la planta de producción de Asfaltos, esta unidad no ha podido entrar en servicio por problemas de confiabilidad en las instalaciones y la impericia del personal que allí labora, lo cual desmiente la información anunciada en la prensa por voceros del CRP en donde confirmaban el inicio de las exportaciones de Asfalto desde Bajo Grande.
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:
- Aparentemente la Refinería no opera confiablemente e incluso durante el mes de Agosto se tiene información de que el tren de conversión sufrió una nueva parada.
Petroquímica
Morón:
Producción:
Urea: 99.8%.
Amoníaco:20%
Roca Fosfática: 13%
Sulfúrico/Fosfórico/NPK: 3%. Con emisiones de SO2 a la atmósfera.
SAM: 100%. Fuera de especificaciones.
Siguen los problemas operacionales tanto en el área de producción como de servicios, con consecuentes interrupciones de operaciones de plantas de producción y servicios.
Ventas:
A la fecha se han vendido 333MTM de fertilizantes.- 120,6MTM menos que 2002, a pesar de 27MTM de urea perlada importada. La demanda diferencial la tomó mayoritariamente la empresa AGROISLEÑA. Siguen los problemas de atención inadecuada a clientes y discriminación de productores, prefiriendo asociaciones y agricultores comprometidos con el gobierno, a quienes se les vende urea importada a precios de nacional (9000Bs vs. 18000 Bs.), con la promesa de que a futuro será al revés y recuperarán la pérdida. Sigue el contrabando de extracción de urea hacia Colombia, con la consiguiente corrupción.
Se mantienen inventarios muy bajos por el desbalance oferta-demanda.
El Tablazo:
Plantas de Gas
LGN-I continuó pasando gas a través de la planta (60 mmpced) y LGN-II continuó fuera de servicio, debido al bajo volumen de gas recibido del lago.
Las plantas del Complejo Petroquímico continúan limitadas por baja disponibilidad de gas con un consumo de 30 vs. 125 MMPCED típico.
Plantas de Olefinas
Incremento en los desembolsos por el cabotaje de Propano a PQV para mantener operando la planta de Olefinas II (40-50%), al no disponer de Etano suficiente de las plantas LGN-I y II y con una perdida de oportunidad de exportación que asciende a 728 M$, sin incluir las compensaciones por fletes a transportistas.
Deltaven:
Bunkers:
- Persisten bajos niveles de ventas, pues continúan operando tres barcos: Uno en el Lago, uno en el CRP y otro en Oriente.
- Detenida la comercialización de bunkers en Borco. Mercado de 12 MBD perdido a favor de las compañías en el Golfo, Statia y Aruba.
- Iniciada investigación por presunta exportación de Diesel marino.
Lubricantes:
- Precios de Deltaven en niveles inferiores que marcas sin prestigio. Márgenes a la cadena de distribución muy superiores a las políticas comerciales anteriores.
PDV Marina:
- Detenida más de 50 % de la flota nacional: De los trece barcos de bandera nacional que maneja Pdv Marina, solo están operativos seis y trabajando con restricciones.
- Los buques Paria, Guanoco y Yavire están siendo reparados en Diques y Astilleros Nacionales (Dianca), pero el tiempo estimado para las reparaciones se ha prolongado por falta de repuestos.
- En el caso especifico del Guanoco (Buque Asfaltero), se estima que hay daños estructurales derivados de mala operación durante el paro y se requiere de la importación de una pieza de acero naval que tiene un alto costo.
- Buque Moruy cuyo mantenimiento se había previsto hacer este año en Venezuela a un costo de 1.3-1.6 millones, se encuentra actualmente en la Habana donde se le realiza mantenimiento por una empresa cubana a un costo superior.
- En Paraguaná se encuentran fondeados los buques Inciarte, Caura y Susana D.
