Las sanciones causan problemasen pozos que reducen la producción

2026-03-16 - 12:38

Problemas menores asociados a fallas de infraestructuras en los pozos causadas por las trabas impuestas por las medidas coercitivas unilaterales aplicadas por EEUU, impidieron en 2024 a Pdvsa elevar, en breve plazo, la producción en 847.000 barriles diarios (MBD), en tanto se evalúa su impacto en 2025. En el lenguaje operacional, este caudal impedido de fluir al negocio por problemas menores en pozos e infraestructuras es definido como producción diferida, y su comportamiento revela la incidencia de las sanciones estadounidenses sobre los planes de producción de Pdvsa. Al cierre de 2023 se registró un volumen de producción diferida de 1.042 MBD, año en el cual se fijaron planes para reducirla a 879 MBD. Para el ejercicio enero-diciembre 2024, la planificación estableció un promedio de 706 MBD, registrando al cierre de ese período un total, que pudo, pero fue impedido de negociar, de 847 MBD. Las acciones de la industria encuentran con recurrencia obstáculos e impactos derivados de las sanciones que obligan al cierre transitorio de pozos por fallas en las infraestructuras o problemas en los hoyos, que a su vez requieren trabajos de mantenimiento e inclusive taladros. Según los tipos de problemas, los pozos se caracterizan bajo la categoría 2 y la categoría 3. Un pozo categoría 2 se define como “inactivo en espera de trabajos menores, para su reactivación inmediata” y un pozo categoría 3 se define como “inactivo en espera de trabajos mayores para su reactivación no inmediata”. La crisis financiera y operacional a instancias de las medidas coercitivas unilaterales estadounidenses ha causado una baja en los volúmenes de producción de hidrocarburos, traduciéndose en la afectación de los plazos usuales en los que se acometían ininterrumpidamente las reparaciones y mantenimientos; por tanto, un pozo bajo la categoría 2, al no ser atendido en el término de tres meses, con vista a reactivar su actividad productiva, ya cambia de categoría en el sistema de producción centinela, y no se cuantifican los volúmenes asociados, con el concepto de producción diferida. En la interpretación de estos conceptos se sitúa la cuantificación oficial de la producción diferida de Pdvsa, la cual en rigor es razonablemente comparable con el volumen de disminución de la producción de crudo ocurrida en forma sostenida a partir del 2017. La solución de la producción diferida incluye la reparación de facilidades de superficie, tales como líneas de flujo y/o gas, pilotes, plataformas, planchadas y trabajos menores en superficie; adicionalmente, tendido/conexión de líneas de flujo, tendido de cable submarino, atención de actividades de subsuelo, las cuales incluyen limpieza, estimulación, reemplazo de equipos de subsuelo y apertura de arenas. Entre los contratiempos operacionales frecuentes destacan pérdidas asociadas principalmente a fallas de arranque automático de pozos, correas rotas, transformadores, motores de balancín, empacaduras, trabajos programados, equipo de fondo, altos niveles en tanque. Igualmente, son frecuentes las afectaciones de producción por baja confiabilidad de las instalaciones de superficie debido a carencia de contratos, materiales y equipos necesarios para ejecutar las labores diarias de mantenimiento. Las fallas de compresores intervienen en la configuración de producción diferida. El mayor impacto lo sufrieron las direcciones ejecutivas de la Faja y Occidente, siendo las principales causas determinadas por la escasez de flujo de caja y trabas propias de la situación de medidas coercitivas unilaterales para allanar la ejecución de contratos y la obtención de la procura de materiales y equipos. De allí, que la industria se propuso entre las principales líneas de acción para “recuperar y estabilizar la producción de crudo y gas natural a nivel nacional”, asumir como factor crítico la reducción de la diferida de pozos. El plan operativo 2024, respondía a resoluciones de la Junta Directiva de Pdvsa firmadas en 2023, en la cuales se autorizaron adjudicaciones de órdenes de servicios para reducir la producción diferida en el área extrapesado del distrito Morichal, división Carabobo, en el marco de una alianza estratégica para la recuperación integral de 1.350 pozos, pertenecientes a las divisiones Ayacucho y Carabobo de la Faja Petrolífera del Orinoco Hugo Chávez. Los esfuerzos de Pdvsa para el 2024 se plasmaron en la firma dos resoluciones de la junta directiva con el propósito de reducir la producción diferida para ese año, en la cual se autorizó la adjudicación y suscripción de una alianza estratégica por un período de diez años en la Unidad de Producción (UP) Furrial, de la Dirección Ejecutiva de Producción Oriente; y la suscripción de una alianza estratégica por cinco años para la recuperación de 50 MBD de producción diferida de la Dirección Ejecutiva de Producción Occidente. En este sentido, la corporación apalanca la ejecución de un total anual de 137 pozos en perforación, 513 pozos donde serán requeridos trabajos de mantenimiento, 7.167 pozos con servicios, 120 pozos para inyección alterna de vapor y 1.015 pozos en otras categorías (estimulación/fractura/tecnología), lo cual representa un total de 8.952 pozos. De este total, Pdvsa, 72% de los mismos son requeridos en la Dirección Ejecutiva de Producción (DEP) Faja Petrolífera del Orinoco (6.439 pozos), 20% en la Dirección Ejecutiva de Producción Occidente, 6% de los pozos serán aportados por la DEP Oriente, mientras que tan solo 1% restante está comprendido por las DEP Los Llanos, Pdvsa Gas (0,7%) y producción costa afuera (0,03%). Las principales causas asociadas a la producción diferida al cierre de 2024 se manifestaron en infraestructuras (339,5 MBD); diferida por pozos / pozos deficientes (235,6 MBD); Bariven, SA (153,4 MBD); plantas compresoras (60,0 MBD); cabilleros (26,6 MBD); las otras causas reportadas son de menor incidencia en la producción diferida, con ocurrencias menores a 11 MBD, tales como hurtos y sabotajes (10,8 MBD); fallas eléctricas (7,3 MBD), fallas operacionales (2,6 MBD), diluente (5,0 MBD) y programadas (2,6 MBD). l