República Bolivariana de VenezuelaMinisterio popular para la defensa

Universidad nacional experimental politécnica de la fuerza armadaBarinas-Edo- Barinas

Integrantes: Carvajal C. Margloris M.

CI: 19619020 Carvajal C. Maryoris M.

CI: 19619019 Castillo G. Noiralih del C.

CI: 20409323 Guerrero P. Arlys C.

CI: 18691950Ingeniería de petróleo

7mo Semestre.Sección :(G)

Barinas, Julio 2010

Contenido.

Petróleo Características Formación Historia del petróleo en Venezuela Como empezó La industrialización del petróleo Que es la OPEP El petróleo factor predominante en la economía venezolana La reserva del petróleo en Venezuela Petróleo y minería Evolución durante el siglo xx Evolución reciente: 2001-2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010. El petróleo y la geología Ingeniería de petróleo Volumen de producción y reservas Proyecciones Concesión petrolera Que es la apertura petrolera PDVSA y sus socios en Venezuela La capacidad de producción de PDVSA Futuras inversiones Noticia “ Se concreta nuevo plan de explotación en Venezuela”

Introducción

Se estudia el Petróleo en Venezuela como un conjunto de acontecimientos Politico-economicos a partir de 1908. A pesar de que el Petróleo era ya conocido por los Indígenas, su explotación se inicia en el año 1878 con la formación de compañía Petrolera del Táchira, la cual construyó una pequeña refinería con cupo para quince barriles al día.

En 1914 comienza el auge del petróleo, es decir, comienza su explotación en gran escala con el Gobierno Dictatorial del General Juan Vicente Gómez y es a partir de este Gobierno y hasta la actualidad que se profundizará nuestro estudio para determinar la evolución del petróleo.

Es en la segunda década del siglo XX que el petróleo forma parte fundamental de la economía a venezolana, los ingresos provenientes del petrolero desplazan del primer lugar a los ingresos provenientes del Café, el Cacao, la Agricultura y la Ganadería y en la actualidad se puede definir Venezuela como un país monoproductor a raíz de las políticas impuesta por nuestros gobernantes.

En este tema se analizará la importancia que ha tenido el petróleo como elemento protagónico en las transformaciones sufridas en el espacio geoeconómico venezolano durante los últimos años y se mostrará con más detalle los lineamientos seguidos para la Apertura Petrolera en Venezuela, desarrollada por nuestra casa matriz en energía PDVSA.

 Petróleo

Es un líquido oleoso bituminoso de origen natural compuesto por diferentes sustancias orgánicas. También recibe los nombres de petróleo crudo, crudo petrolífero o simplemente `crudo'. Se encuentra en grandes cantidades bajo la superficie terrestre y se emplea como combustible y materia prima para la industria química, el petróleo y sus derivados se emplean para fabricar medicinas, fertilizantes, productos alimenticios, objetos de plástico, materiales de construcción, pinturas y textiles, y para generar electricidad.De acuerdo al sistema de los “Congresos mundiales para la clasificación y nomenclatura del Petróleo y las reservas petroleras”, la palabra “Petróleo” se refiere a toda mezcla predominantemente de hidrocarburos que exista en la naturaleza, bien sea en estado líquido, sólido o gaseoso. El llamado “crudo” es la porción del petróleo que se encuentra en estado líquido en los yacimientos naturales bajo el subsuelo, y que permanece en ese mismo estado en condiciones atmosféricas normales de presión y temperatura.

El petróleo puede hallarse también en la naturaleza en estado gaseoso, como gas natural, ó en estado sólido, como en el caso del bitumen. El petróleo crudo cuyo peso específico es mayor que el del agua se clasifica tradicionalmente como “Crudo Extrapesado”, aplicándose en los demás casos las denominaciones de “pesado”, “liviano” y “extraliviano”, sin que exista hoy día consenso a nivel mundial sobre cuando usar cada una de estas últimas denominaciones.

Características  Todos los tipos de petróleo se componen de hidrocarburos, aunque también suelen contener unos pocos compuestos de azufre y de oxígeno; el contenido de azufre varía entre un 0,1 y un 5%. El petróleo contiene elementos gaseosos, líquidos y sólidos. La consistencia del petróleo varía desde un líquido tan poco viscoso como la gasolina hasta un líquido tan espeso que apenas fluye. Por lo general, hay pequeñas cantidades de compuestos gaseosos disueltos en el líquido; cuando las cantidades de estos compuestos son mayores, el yacimiento de petróleo está asociado con un depósito de gas natural.

Existen tres grandes categorías de petróleo crudo: de tipo parafínico, de tipo asfáltico y de base mixta. El petróleo parafínico está compuesto por moléculas en las que el número de átomos de hidrógeno es siempre superior en dos unidades al doble del número de átomos de carbono. Las moléculas características del petróleo asfáltico son los naftenos, que contienen exactamente el doble de átomos de hidrógeno que de carbono. El petróleo de base mixta contiene hidrocarburos de ambos tipos.

Formación  El petróleo se forma bajo la superficie terrestre por la descomposición de organismos marinos. Los restos de animales minúsculos que viven en el mar y, en menor medida, los de organismos terrestres arrastrados al mar por los ríos o los de plantas que crecen en los fondos marinos se mezclan con las finas arenas y limos que caen al fondo en las cuencas marinas tranquilas. Estos depósitos, ricos en materiales orgánicos, se convierten en rocas generadoras de crudo. El proceso comenzó hace muchos millones de años, cuando surgieron los organismos vivos en grandes cantidades, y continúa hasta el presente. Los sedimentos se van haciendo más espesos y se hunden en el suelo marino bajo su propio peso. A medida que se van acumulando depósitos adicionales, la presión sobre los situados más abajo se multiplica por varios miles, y la temperatura aumenta en varios cientos de

grados. El cieno y la arena se endurecen y se convierten en esquistos y arenisca; los carbonatos precipitados y los restos de caparazones se convierten en caliza, y los tejidos blandos de los organismos muertos se transforman en petróleo y gas natural.

Una vez formado el petróleo, éste fluye hacia arriba a través de la corteza terrestre porque su densidad es menor que la de las salmueras que saturan los intersticios de los esquistos, arenas y rocas de carbonato que constituyen dicha corteza. El petróleo y el gas natural ascienden a través de los poros microscópicos de los sedimentos situados por encima. Con frecuencia acaban encontrando un esquisto impermeable o una capa de roca densa: el petróleo queda atrapado, formando un depósito. Sin embargo, una parte significativa del petróleo no se topa con rocas impermeables, sino que brota en la superficie terrestre o en el fondo del océano. Entre los depósitos superficiales también figuran los lagos bituminosos y las filtraciones de gas natural.

Historia del petróleo en VenezuelaEl petróleo se conoce en el mundo desde hace cientos de años. En Mesopotámica lo usaban como el cemento para unir ladrillos, los egipcios lo usaban en la preparación de las momias, los chinos  y los romanos lo usaban para alumbrar. La palabra petróleo viene de los Romanos  PETRAOLEUS   (aceite de las rocas), “petra” significa roca,   “oleus” es Aceite en latín. Pero aun cuando el petróleo era utilizado en muchos países, solo fue en Siglo XIX, que se conoció la verdadera importancia del petróleo y sus múltiples usos.

¿Cómo empezó todo?Venezuela antes de ser un país minero, fue  un país petrolero. Desde antes de la llegada de los españoles ya los nativos conocían el petróleo con el nombre de MENE. Ellos lo utilizaban para impermeabilizar sus canoas, también para alumbrarse. En 1799 Alejandro Humbolt encontró un manantial de petróleo en la Península de Araya. Ya para 1839 el gobierno encomienda a José María Vargas para que investigara sobre el producto.Una vez hechas las respectivas averiguaciones, opino que esta materia era más rica que el oro por la gran posibilidad de uso que tenía. En esa solo se utilizaba el petróleo para cosas muy sencillas y su extracción era bastante  rudimentaria y no se explotaba en forma industrial. El primer pozo que se explotó en forma industrial en el mundo fue en 1859 en Pensilvana, Estados Unidos, y su propietario fue Edwin I Drake.

Pero en Venezuela se empieza a explotar el petróleo a partir del 1875, después de un terremoto comienza a salir petróleo en grandes cantidades  por una de las grietas producidas por el movimiento telúrico. Eso sucedió en la hacienda “La Alquitrana”  del Estado Táchira  perteneciente al Señor Manuel Antonio Pulido.

A raíz de este hecho el Señor Manuel Pulido forma la primera compañía petrolera Venezolana que se dedicó a explotar industrialmente al petróleo. La compañía se llamo

“Petrolera del Táchira”. Más tarde se construyó la primera refinería la cual se producía mensualmente 60 galones de gasolina, 165 de Kerosén, 150 de gas-oil y 220 de residuos. De estos derivados del petróleo, el kerosén era el de mayor utilidad, se utilizaba para el alumbrado y para las primeras cocinas.

La industrialización del petróleo.La palabra “Hidrocarburos” se mencionó por primera vez en el Código de Minas de 1904 que dicto Cipriano Castro. Sin embargo ya Bolívar se adelantaba a las consecuencias que podría traer la explotación de los recursos haciendo énfasis en la conservación de los mismos. Los Hidrocarburos son compuestos binarios de carbono e hidrogeno, dentro de los cuales están el petróleo y el gas natural. En 1922 se inicia en Venezuela la explotación petrolera a gran escala y comienza la historia del gas natural, hasta mediados de 1945, el gas era arrojado a la atmósfera sin darle utilización alguna. En 1946, después del primer ordenamiento legal sobre la conservación y utilización del gas, se inicia su uso racional como combustible y materia prima. Ya para 1960 se funda la Corporación Venezolana de Petróleo aprovechando al máximo el gas en toda su magnitud.

Tres décadas más tarde, en 1975, se crea la compañía de  Petróleos de Venezuela Sociedad Anónima (PDVSA), una empresa propiedad de la República de Bolivariana Venezuela, esta debe regirse según la Ley Orgánica que Reserva al Estado la Industria y el Comercio de los Hidrocarburos y también debe cumplir con dos misiones importantes:

Ser responsable de las operaciones de un considerable número de empresas bajo la guía y supervisión del Ministerio de Energía y Minas.

Desarrollar actividades de búsqueda de reservas a través de su Unidad de Exploración.

¿Qué es la OPEP?Del mismo modo que se creó PDVSA con el fin de controlar la explotación petrolera en el país. Los países productores de petróleo se vieron en la necesidad de crear un organismo que controlara el precio del crudo a escala mundial así nace la OPEP. Los ministros de la OPEP sostienen sesiones ordinarias dos veces al año y en ella se formula la política general de La Organización que controla el 43 por ciento de la producción mundial.La Organización de Países Exportadores de Petróleo es una organización creada en Bagdad en septiembre  de 1960, actualmente conformada por Irán, Irak, Kuwait, Arabia Saudita, Venezuela, Qatar, Indonesia, Libia, Emiratos árabes Unidos, Argelia, Nigeria, Ecuador y Gabán. A lo largo de su historia se ha mantenido una  razonable unión, dentro de la organización, a pesar de las diferencias ideológicas, las discrepancias religiosas, culturales entre Oriente y Occidente y los conflictos bélicos entre los países miembros vecinos. En marzo de 1975, en Argelia, se celebra la primera cumbre de la OPEP.

Solo hasta septiembre del año 2000, se celebró la segunda cumbre, en Caracas, Venezuela. El objetivo de la OPEP, es coordinar y unificar las políticas petroleras de los países miembros, con el fin de asegurar precios justos y estables para los productores de petróleo. 

El Petróleo, Factor Predominante En La Economía Venezolana. Venezuela tiene una economía de mercado orientada a las exportaciones. La principal actividad económica de Venezuela es la explotación y refinación de petróleo para la exportación y consumo según el PIB (PPA)[] El petróleo en Venezuela es procesado por la industria estatal Petróleos de Venezuela (PDVSA). Es la quinta economía más grande de América Latina, después de Brasil, México y ArgentinaEs importante recordar que la producción de hidrocarburos  desde el punto de vista de la geografía económica, se encuentra incluida dentro del llamado “sector primario” de la estructura económica, de manera más específica, dentro de las denominadas “Actividades mineras extractivas”.

Las actividades mineras extractivas son aquellas actividades económicas que tienen como finalidad exclusiva el aprovechamiento de los recursos del sub-suelo mediante la exploración y explotación de las distintas vetas, minas y yacimientos que en él se encuentran; el sector minero constituye el principal productor de materias primas para la industria, de manera especial, para la industria pesada –metalurgia, industria automotriz, etc; el hecho de que en el presente tema se estudie por separado al petróleo de las demás actividades mineras extractivas se debe a la enorme importancia de dicho recurso para la economía y el desarrollo de la sociedad venezolana.

Durante los últimos setenta años, la economía venezolana ha tenido como soporte fundamental la actividad petrolera. Por vías de la explotación por parte de concesionarios primeramente, y luego bajo el absoluto control del negocio petrolero por parte del Estado venezolano, la producción de petróleo ha representado el motor que dinamizó, y hoy más que nunca dinamiza, la economía nacional.

Las reservas de Petróleo en VenezuelaSe definen como aquella porción de petróleo contenida en los yacimientos, que se considera recuperable con la utilización de la tecnología existente. Según el grado de seguridad de su existencia las reservas pueden ser: probadas, probables y posibles.

En Venezuela, a principios de los años noventa, las reservas probadas y probables fueron estimadas en unos 182.500 millones de barriles de crudo. A éstos hay que añadir reservas identificadas de crudos livianos por el orden de los 9.000 millones de barriles, así como 135.000 millones de barriles de crudo pesado de la faja del Orinoco. Todo esto da un gran total de 326.000 millones de barriles de petróleo en reservas, cifra que coloca a Venezuela en el cuarto lugar a nivel del mundo, solamente superada por (en orden de importancia) Arabia Saudita, Rusia y Kuwait.

Petróleo y minería

En Venezuela, el petróleo, la principal fuente de ingresos, genera alrededor del 80% por concepto de exportación. El país es miembro fundador de la Organización de Países Exportadores de Petróleo y uno de los principales países productores en el planeta. Los yacimientos de este recurso en todos sus tipos son abundantes en gran parte del territorio, teniendo la séptima reserva mundial, cosa que explica que cada día se extraigan 2.398.000 barriles, exportándose la mayor parte a Estados Unidos, Europa y países de Latinoamérica.

La extracción se realiza principalmente en la cuenca del lago de Maracaibo y en las cuencas Barinas-Apure y Oriental. La empresa de cabecera en el procesamiento de petróleo es PDVSA, la cual posee filiales que operan en seis refinerías del país de diversa magnitud, además de otras en Curazao, Estados Unidos, Alemania, Suecia y Bélgica. El país es también uno de los principales productores mundiales de gas natural: en 2005 se calcularon 27.53 millones de m³ de producción, junto con gas licuado, butano y propano. Venezuela además posee la Faja del Orinoco, la cual es considerada la acumulación más grande de petróleo crudo pesado y extrapesado que existe en el mundo. Las reservas de petróleo original en el sitio de la Faja, según PDVSA, alcanzan hasta ahora 1,36 billones de barriles.

Actualmente, en Venezuela un litro de gasolina cuesta 0,04 dólares, el precio más bajo del mundo, que no ha subido en los últimos 10 años.

Evolución durante el siglo XX

Comparación del PIB de Venezuela, Chile y Colombia, durante el siglo XX, basado en World Population, GDP and Per Capita GDP, 1-2003 AD.

Venezuela a principios de siglo era notablemente inferior a la de los países del cono sur (Argentina, Chile, Uruguay, Paraguay), e incluso era inferior a la de países geográfica y demográficamente comparables como Perú y Colombia. A partir de 1925, gracias a la explotación del petróleo a gran escala Venezuela había superado la renta per cápita de Perú y Colombia, y a partir de 1945 experimentó un vertigionoso crecimiento que haría de Venezuela el país de América Latina de mayor renta per cápita. Entre 1950 y 1990

Venezuela siguió siendo el país de América Latina con mayor renta per cápita, aunque a partir de 1980 esta empezó a disminuir. Sólo ahora gracias al alza del precio del petróleo la renta per cápita ha vuelto a aumentar.

Evolución reciente

2001-2004En 2001, el crecimiento del Producto interno bruto o PIB fue del 3,4%. Un aumento significativo de los precios internacionales del petróleo permitió recuperar la economía de una fuerte recesión sufrida durante el año 1999. Sin embargo, un sector no petrolero relativamente débil, una alta fuga de capitales y una caída temporal en los precios del petróleo evitaron que la recuperación fuera mayor.

A principios de 2002 se estableció un control de cambio, de un esquema con tasa de cambio libre flotando en bandas a un esquema de precio fijo controlado por el gobierno, haciendo al bolívar depreciarse considerablemente. En el año 2003, como consecuencia de la grave inestabilidad política, diversos conflictos sociales y la paralización de actividades de la principal empresa estatal petrolera PDVSA, la economía venezolana tuvo una estrepitosa caída de su PIB del 7,7%.

Desde el 6 de febrero de 2003, el gobierno venezolano ha establecido un control de cambio en la compra/venta de divisas extranjeras. El control cambiario ha sido supervisado por la institución gubernamental CADIVI, e inicialmente estableció el cambio de 1.600 bolívares por dólar para la venta. El 3 de marzo de 2005 tal como estaba previsto se devaluó la moneda frente al dólar, pasando el cambio oficial de 1.920 a 2.150 bolívares por dólar. El control cambiario ha sido desafiado por un cada vez mayor mercado negro de venta de dólares. La creciente inflación anual de Venezuela en el 2007 ha debilitado al bolívar frente al dólar en el mercado negro, superando los 4.800 bolívares por dólar.[]

Durante el 2004 Venezuela experimentó un crecimiento del 17,9 % en su PIB (unos de los más altos del mundo según cifras oficiales y del FMI), así se recuperó de las caídas anteriores, aunado a la realización del Referéndum Revocatorio Presidencial con el triunfo del presidente Chávez con el 60% de los votos, el ambiente político se mejoró y afectó positivamente a la economía. La inversión social del gobierno mediante las llamadas "misiones" en los campos educativos, alimenticios y de salud, lograron incrementar la calidad de vida de los ciudadanos con más bajos recursos (37% de la población).

2005En 2005 Venezuela presentó un balance ampliamente positivo en sus cuentas externas (31.000 millones de dólares) ya que las exportaciones alcanzaron un récord histórico de 56.000 millones de dólares, representado el tercer lugar en importancia en América Latina detrás de México y Brasil. En tanto las importaciones totalizaron 25.000 millones de dólares. Además las reservas internacionales alcanzaron casi los 30.000 millones de dólares.[] Con los altos precios petroleros y la nueva política petrolera que el gobierno empezó a desarrollar, se ha estimado para los próximos años un gran desarrollo social y económico.

Venezuela concluyó el 2005 con un crecimiento de la economía del 9,4% del Producto Interno Bruto, ubicándose en el primer lugar entre los países del continente por segundo año consecutivo. Además en 2005 Venezuela registró la inflación más baja de los últimos 7 años cayendo hasta un 8,9% según cifras del Banco Central de Venezuela y de la CEPAL. Finalmente en 2005 las reservas internacionales sumaron 30.311 millones de dólares.

2006Según el informe Anual del Banco Central de Venezuela durante 2006, el PIB venezolano tuvo un incremento del 10,3%.[] Ese año el sector no petrolero de la economía tuvo un incremento anual de 11,4%. Las actividades no petroleras con mayor crecimiento fueron: instituciones financieras y de seguros (37%), construcción (29,5%), comunicaciones (23,5%), comercio y servicios de reparación (18,6%) y servicios comunitarios, sociales y personales (14,8%). La actividad manufacturera por su parte registró un aumento de 10% y las reservas internacionales alcanzaron la cifra record de 37.299 millones de dólares.[]

2007El 7 de marzo de 2007 el Gobierno de Venezuela anunció un proceso de reconversión monetaria, que será llamado mientras dure la transición Bolívar Fuerte. Su emisión es controlada por el Banco Central de Venezuela, ente que estableció un cambio de 2,15 bolívares fuertes por dólar,[] lo que supone dividir entre mil (correr tres ceros a la izquierda) el bolívar que circula desde 1879. La nueva escala monetaria venezolana fue aprobada formalmente el 6 de marzo de 2007 con la publicación en la Gaceta Oficial de la República Bolivariana de Venezuela N° 38.638 por iniciativa del Presidente Venezolano Hugo Chávez con la intención de reducir estéticamente la inflación y facilitar el sistema de pagos nacionales adecuándose a los estándares internacionales respecto a las cifras y el número de billetes que debería portar cada persona.[]

En el 2007, Venezuela alcanzó la mayor tasa de inflación anual en Latinoamérica (22,5%),[]

muy por arriba de la meta gubernamental de 11%.[] El gobierno venezolano había emprendido una serie de medidas para frenar la inflación, como la disminución del Impuesto al Valor Agregado (IVA) de 16% a 14%, y luego a 11%, y actualmente a 9%, así como la emisión del ya mencionado Bolívar Fuerte.[]

En 2007 en su informe Panorama social de América Latina de ese mismo año, la Comisión Económica para América Latina y el Caribe reconoció que Venezuela entre 2002 y 2006, disminuyó en ese período sus tasa de pobreza en 18,4% e indigencia en 12,3%, pasando de una pobreza de 48,2% y una indigencia de 22,2% en 2002, a 37,9% y 15,9% respectivamente en 2005 y a 30,2 y 9,9% respectivamente en 2006.[] [] []

Al cierre del año 2007 y según las cifras reportadas por el Banco Central (BCV) la Economía Venezolana tuvo un crecimiento de 8,4%[] impulsado por la expansión de la inversión y del consumo, con lo que se llegó a 17 trimestres de crecimiento consecutivo del PIB desde finales de 2003, registrándose desde ese mismo periodo un crecimiento interanual promedio de 11,8%, el consumo registro la tasa de variación más alta desde 1997, al crecer 18,7%, Los sectores o actividades económicas que registraron el mayor crecimiento fueron comunicaciones (21,7%), actividad financiera y seguros (20,6%),

construcción (10,2%), y actividad manufacturera (7,5%). El sector público no petrolero creció 15,7% y el privado no petrolero 8,2%.[]

2008En este año el crecimiento del P.I.B fue de 4.8%, la caída de los precios del petróleo están afectando el gasto público, principal impulso del reciente crecimiento económico del país.[]

Según cifras oficiales, la inflación acumulada anual fue de 30.9%, la más alta en la región por segunda vez consecutiva.[] El 94% de las exportaciones venezolanas fueron de petróleo y productos relacionados con esta industria.[]

2009En el 2009, Venezuela registró la mayor inflación anual del continente.A inicios de año, el Ministro de Finanzas Alí Rodríguez estimó un crecimiento de 6%, pero las Naciones Unidas predijeron una expansión de la economía de 3%.[] Rodríguez también anunció una inflación estimada de 15%, pero otros analistas lo contradijeron, colocando la inflación entre 28% y 35%.[] A finales de agosto, el Ministro Rodríguez repasó sus cifras, estimando ahora una inflación anual de 26% y un crecimiento del PIB cercano al 1%. [] [] Sin embargo, el PIB venezolano experimentó finalmente una caída de 3.3%;[] así como una inflación anual acumulada de 25.1%.[]

El presupuesto nacional fue calculado estimando el ingreso de 60 dólares estadounidenses por barril de petróleo,[] pero a finales de marzo se reformuló a 40 USD, para adaptarse a la caída de los precios del petróleo.[]

El gobierno de Venezuela ha limitado la cantidad de dólares que el venezolano puede gastar en el exterior desde el 2003, alegando evitar la fuga de capitales. A inicios del 2009, la cantidad de dinero que los venezolanos pueden gastar en el exterior utilizando sus tarjetas de crédito por año fue reducido de 5 mil dólares a 2.500 dólares.[] La cantidad de efectivo que pueden disponer también fue reducida: 600 a 500 dólares en cajeros automáticos al mes y 600 dólares por taquilla al año.[ ]Venezuela ha emitido US$1.170 millones en deuda en el mercado local durante el primer trimestre para compensar la caída del precio del petróleo.[]

2010A inicios de año, el Ministro de Finanzas Jorge Giordani ha estimado un crecimiento de 0.5%, pero diversos bancos han calculado una caída de entre 1.7% y 3%.[38] El gobierno venezolano también ha pronosticado una inflación acumulada de 26% para todo el 2010, pero el ex-director del Banco Central de Venezuela, Domingo Maza Zavala, ha asegurado que la misma no bajará de 35 puntos porcentuales.[39] A mediados de abril, el FMI estimó que Venezuela continuaría en recesión en el 2010, con una caída de 2.6%, y responsabilizó a la crisis energética de 2009-2010. El petróleo y la geologíaPara encontrar petróleo bajo tierra, los geólogos deben buscar una cuenca sedimentaria con esquistos ricos en materia orgánica, que lleven enterrados el suficiente tiempo para que se haya formado petróleo (desde unas decenas de millones de años hasta 100 millones de años). Además, el petróleo tiene que haber ascendido hasta depósitos capaces de contener grandes cantidades de líquido. La existencia de petróleo crudo en la corteza terrestre se ve

limitada por estas condiciones. Sin embargo, los geólogos y geofísicos especializados en petróleo disponen de numerosos medios para identificar zonas propicias para la perforación. Por ejemplo, la confección de mapas de superficie de los afloramientos de lechos sedimentarios permite interpretar las características geológicas del subsuelo, y esta información puede verse complementada por datos obtenidos perforando la corteza y extrayendo testigos o muestras de las capas rocosas. Por otra parte, las técnicas de prospección sísmica que estudian de forma cada vez más precisa la reflexión y refracción de las ondas de sonido propagadas a través de la Tierra revelan detalles de la estructura e interrelación de las distintas capas subterráneas pero, en último término, la única forma de demostrar la existencia de petróleo en el subsuelo es perforando un pozo. De hecho, casi todas las zonas petrolíferas del mundo fueron identificadas en un principio por la presencia de filtraciones superficiales, y la mayoría de los yacimientos fueron descubiertos por prospectores particulares que se basaban más en la intuición que en la ciencia.

Un campo petrolífero puede incluir más de un yacimiento, es decir, más de una única acumulación continua y delimitada de petróleo. De hecho, puede haber varios depósitos apilados uno encima de otro, aislados por capas intermedias de esquistos y rocas impermeables. El tamaño de esos depósitos varía desde unas pocas decenas de hectáreas hasta decenas de kilómetros cuadrados, y su espesor va desde unos pocos metros hasta varios cientos o incluso más. La mayor parte del petróleo descubierto y explotado en el mundo se encuentra en unos pocos yacimientos grandes.

Ingeniería Del Petróleo  Los conocimientos y técnicas empleadas por los ingenieros de prospección y refinado proceden de casi todos los campos de la ciencia y la ingeniería. Por ejemplo, en los equipos de prospección hay geólogos especializados en la confección de mapas de superficie, que tratan de reconstruir la configuración de los diversos estratos sedimentarios del subsuelo, lo que puede proporcionar claves sobre la presencia de depósitos de petróleo. Después, los especialistas en el subsuelo estudian las muestras de las perforaciones e interpretan los datos sobre formaciones subterráneas transmitidos a sensores situados en la superficie desde dispositivos de sondeo eléctricos, acústicos y nucleares introducidos en el pozo de prospección mediante un cable. Los sismólogos interpretan las complejas señales acústicas que llegan a la superficie después de propagarse a través de la corteza terrestre. Los geoquímicos estudian la transformación de la materia orgánica y los métodos para detectar y predecir la existencia de dicha materia en los estratos subterráneos. Por su parte, los físicos, químicos, biólogos y matemáticos se encargan de la investigación básica y del desarrollo de técnicas de prospección complejas.

Los ingenieros especializados son los responsables de la explotación de los yacimientos de petróleo descubiertos. Por lo general, son especialistas en una de las categorías de operaciones de producción: instalaciones de perforación y de superficie, análisis petrofísico y petroquímico del depósito, estimación de las reservas, especificación de las prácticas de explotación óptima y control, y seguimiento de la producción. Muchos de estos especialistas son ingenieros químicos, industriales o eléctricos, o bien físicos, químicos, matemáticos o geólogos.

El ingeniero de perforación determina y supervisa el programa concreto para perforar el pozo, el tipo de lodo de inyección empleado, la forma de fijación del revestimiento de acero que aísla los estratos productivos de los demás estratos subterráneos, y la forma de exponer los estratos productivos del pozo perforado. Los especialistas en ingeniería de instalaciones especifican y diseñan los equipos de superficie que se deben instalar para la producción, las bombas de los pozos, los sistemas para medir el yacimiento, recoger los fluidos producidos y separar el gas, los tanques de almacenamiento, el sistema de deshidratación para eliminar el agua del petróleo obtenido y las instalaciones para sistemas de recuperación mejorada.

Los ingenieros petrofísicos y geológicos, después de interpretar los datos suministrados por el análisis de los testigos o muestras geológicas y por los diferentes dispositivos de sondeo, desarrollan una descripción de la roca del yacimiento y de su permeabilidad, porosidad y continuidad. Después, los ingenieros de depósito desarrollan un plan para determinar el número y localización de los pozos que se perforarán en el depósito, el ritmo de producción adecuado para una recuperación óptima y las necesidades de tecnologías de recuperación complementarias. Estos ingenieros también realizan una estimación de la productividad y las reservas totales del depósito, analizando el tiempo, los costes de explotación y el valor del crudo producido. Por último, los ingenieros de producción supervisan el funcionamiento de los pozos; además, recomiendan y ponen en práctica acciones correctoras como fracturación, acidificación, profundización, ajuste de la proporción entre gas y petróleo o agua y petróleo, o cualesquiera otras medidas que mejoren el rendimiento económico del yacimiento.

Volumen De Producción Y ReservasEl petróleo es quizá la materia prima más útil y versátil de las explotadas. En 1995, el primer productor era Arabia Saudí, que producía unos 426,5 millones de toneladas, es decir un 13,2%. La producción mundial era de 3.234,6 millones de toneladas, de las cuales, Estados Unidos produjo un 11,9%, la Comunidad de Estados Independientes (CEI) un 11,0%, Irán un 5,7%, México un 4,9%, China un 4,6% y Venezuela un 4,5 por ciento.

ProyeccionesEs probable que en los próximos años se realicen descubrimientos adicionales y se desarrollen nuevas tecnologías que permitan aumentar la eficiencia de recuperación de los recursos ya conocidos. En cualquier caso, el suministro de crudo alcanzará hasta las primeras décadas del siglo XXI. Sin embargo, según los expertos, no existen casi perspectivas de que los nuevos descubrimientos e invenciones amplíen la disponibilidad de petróleo barato mucho más allá de ese periodo.Alternativas  A la vista de las reservas disponibles y de las pesimistas proyecciones, parece evidente que en el futuro harán falta fuentes de energía alternativas, aunque existen muy pocas opciones si se tienen en cuenta las ingentes necesidades de energía del mundo industrializado. La recuperación comercial de esquistos petrolíferos y la producción de crudo sintético todavía tienen que demostrar su viabilidad, y hay serias dudas sobre la competitividad de los costes de producción y los volúmenes de producción que se pueden lograr con estas posibles nuevas fuentes.

Los distintos problemas y posibilidades de fuentes alternativas, como la energía geotérmica, la energía solar y la energía nuclear, se analizan en el artículo Recursos

energéticos. El único combustible alternativo capaz de cubrir las enormes necesidades de energía del mundo actual es el carbón, cuya disponibilidad planetaria está firmemente establecida. El aumento previsto de su empleo llevaría aparejado un aumento del uso de la energía eléctrica basada en el carbón, que se utilizaría para un número cada vez mayor de procesos industriales. Es posible que se pueda regular su uso gracias a la moderna tecnología de ingeniería, con un reducido aumento de los costes de capital y de explotación.

Concesión PetroleraEn Venezuela la primera concesión para la explotación de petróleo fue otorgada el 24 de agosto de 1865 por Jorge Surtherland, Presidente Constitucional del Estado Soberano del Zulia, al ciudadano norteamericano Camilo Ferrand para “taladrar, sacar y exportar petróleo o nafta en todo el estado Zulia”, concesión que caduca al año siguiente por incumplimiento de contrato.

En 1878 se otorga una concesión a Manuel Antonio Pulido Pulido para explotar el petróleo descubierto en su hacienda “La Alquitrana”, para lo cual creó la Compañía Minera Petrolia del Táchira que comenzó a operar efectivamente, es decir, con producción comercial, en 1883. Ese mismo año, se produce otra concesión que es entregada a Horatio Hamilton y Jorge Phillips sobre el lago de asfalto de Guanoco, y que fue posteriormente traspasada a la New York and Bermudez Company. 

La actividad petrolera venezolana se inicia pues con la creación, en 1878, de la Compañía Nacional Minera Petrolia del Táchira, cuya producción apenas alcanzaba para dotar de kerosén a las ciudades vecinas. Su importancia radica en que no sólo es la primera empresa fundada por un grupo de venezolanos, encabezado por Manuel Antonio Pulido, sino que además desplegó todas las actividades de la industria petrolera, tanto la de aguas arriba como la de aguas abajo, al extraer, procesar y comercializar los hidrocarburos en nuestro país; una compañía, si se quiere, de integración vertical.

Tanto la producción de La Petrolia como la del lago de asfalto natural de Guanoco (Estado Sucre) en 1890, por parte de la New York and Bermúdez Company (NY&BC), ocurren mucho antes de que el mundo conozca la enorme utilidad comercial y estratégica que tendrán los hidrocarburos. Aún sin imaginar el auge futuro de esta industria, nuestro territorio se convierte en objetivo de las potencias imperialistas debido al interés comercial que ya generaba la explotación del asfalto.

En efecto, en 1901 el asfalto venezolano es el pretexto no declarado por la NY&BC, para participar como financista en la llamada Revolución Libertadora contra el gobierno de Cipriano Castro. Igualmente, entre diciembre de 1902 y febrero de 1903, las armadas de Inglaterra, Alemania e Italia bloquean las costas de Venezuela, con el argumento de que el presidente Castro no estaba cumpliendo sus “compromisos internacionales”. Ante esta agresión a la soberanía nacional, Cipriano Castro proclama su célebre frase: "Venezuela, la planta insolente del extranjero ha profanado el sagrado suelo de la patria".

El 14 de agosto de 1905, Cipriano Castro había promulgado una Ley de Minas que se constituyó en la base legal de las concesiones petroleras. Esta Ley permitía el traspaso de concesiones y derechos a la explotación del petróleo por lapsos de 50 años, con beneficios

impositivos para el estado venezolano de dos bolívares por hectárea de superficie de la concesión.

A pesar de ello, en diciembre de 1909, comenzando el gobierno de Juan Vicente Gómez le son restablecidos los derechos concesionarios a la NY&BC. Tras esta decisión del dictador Gómez, John Allen Tregelles y N.G. Burch, apoderados de la empresa británica The Venezuela Develoment Co., reciben una concesión de 27 millones de hectáreas que incluía los estados Sucre, Delta Amacuro, Monagas, Anzoátegui, Carabobo, Zulia, Falcón, Táchira, Mérida, Lara, Trujillo y Yaracuy. Por cuanto la concesión Tregelles-Burch fue cancelada en 1911, en 1912 el venezolano Max Valladares obtuvo una concesión que cubría el mismo territorio, para traspasarla al día siguiente a la Caribbean Petroleum, subsidiaria de la General Asphalt.

En estos primeros años, la explotación del recurso petrolero en Venezuela quedó en manos de la angloholandesa Royal Dutch Shell, y la Standard Oil, de los Estados Unidos.

A finales de 1912 la Caribbean Petroleum pasó a estar bajo el control de la Royal Dutch Shell iniciando, además del negocio de asfalto, exploraciones en la búsqueda de petróleo. Es así como en 1913 se descubre el primer campo petrolero en Venezuela, el campo Guanoco, al completarse con éxito la perforación del pozo Barbabui 1. La Caribbean Petroleum, dueña mayoritaria de la NY&BC y subsidiaria de la Royal Dutch Shell, intensificó la exploración geológica en todo el territorio nacional y en 1914 perforó también con éxito, en la costa oriental del Lago de Maracaibo, el pozo Zumaque I, que con su producción inicial de unos 200 barriles diarios (b/d), permitió el descubrimiento del primer campo venezolano de importancia mundial, el campo Mene Grande.

Pero fue en diciembre de 1922 cuando el potencial petrolero del país resultó plenamente confirmado con el reventón del pozo Barroso 2, también en el Zulia, pues durante nueve días arrojó de manera incontrolada unos 100.000 b/d. Para valorar la importancia de ese nuevo descubrimiento, basta señalar que para ese momento en el país se producían poco más de 6.000 b/d.

Para 1928, Venezuela está produciendo más de 290.000 b/d, exportando unos 275.000 b/d, con lo que el país se ubica como el segundo productor mundial de petróleo y el primer exportador. Sus niveles de producción fueron fuertemente incrementados con el paso del tiempo, hasta 1970, cuando alcanza su techo máximo de 3.780.000 b/d. Venezuela fue desde 1928 hasta 1970, el primer país exportador de petróleo en el mundo.

Las primeras concesiones otorgadas en Venezuela estuvieron regidas por las legislaciones mineras vigentes en la época. A finales del siglo XIX y durante las dos primeras décadas del XX no había en el país leyes propiamente petroleras. En 1917 durante la Primera Guerra Mundial, iniciada ya la exportación de hidrocarburos venezolanos y recién nombrado Gumersindo Torres como Ministro de Fomento --responsable en ese momento de todo el sector minero--, se decide suspender el otorgamiento de nuevas concesiones y someter a revisión las condiciones en que venían siendo concedidas.

En julio de 1920 se aprobó la primera Ley de Hidrocarburos, fijándose el mínimo para la regalía en 15%. En esta Ley se estableció también la figura de las reservas nacionales, concepto según el cual, una vez finalizado el período inicial de exploración, la mitad de la superficie explorada revertía a la nación y el gobierno debía negociar esas reservas, obligado por ley, en condiciones más ventajosas para la nación, superando los mínimos en impuestos y regalías. Se redujo además el área de las concesiones y se reafirmó inequívoca-mente la propiedad estatal de los yacimientos.

Disgustados por estas medidas, las compañías extranjeras y sus aliados, los comerciantes de concesiones, lograron derrotar al ministro Torres en sus incipientes intentos nacionalistas. Se promulgaron así nuevas leyes de hidrocarburos en 1921 y 1922 y Torres fue removido del Ministerio de Fomento. Las compañías llegaron incluso a participar directamente en la redacción de estas nuevas leyes. Además de reducir los tributos y regalías, permitieron que todas las concesiones otorgadas desde 1918 se ajustaran a la nueva ley, disminuyendo así sus aportes fiscales.

La ley de 1922 se mantuvo vigente, salvo reformas menores en 1925, 1928, 1935 y 1936, hasta la ley de 1938. Con esta última, ya ocurrida la muerte del dictador Gómez, se introdujeron algunos cambios respecto a la legislación precedente. Se autorizó por vez primera al Estado a desarrollar directamente actividades petroleras mediante la creación de empresas o institutos autónomos, se incrementaron nuevamente las regalías para nuevas concesiones otorgadas sobre reservas nacionales, se elevaron los impuestos de exploración y el inicial de explotación y se limitaron las exoneraciones de impuestos de importación solamente a los artículos realmente necesarios para las actividades específicas de la concesión.

La más trascendente de las leyes de hidrocarburos anteriores a la nacionalización, fue la promulgada por el Congreso Nacional en marzo de 1943, luego de una gran consulta nacional. Se fraguó con el antecedente de la nacionalización mexicana de 1938, en medio de la Segunda Guerra Mundial y dentro del clima de la política de buena vecindad del presidente Franklin Delano Roosevelt, y sufrió desde su promulgación hasta 1975 sólo dos reformas parciales y puntuales en 1965 y 1967.

Esta Ley de 1943 se logró por primera vez establecer en el país un régimen único y uniforme para todas las concesiones de hidrocarburos, tanto para las otorgadas con anterioridad, como las que se concederían posteriormente, mediante el mecanismo de la conversión. Estableció la posibilidad legal de que los antiguos títulos o contratos fuesen convertidos en nuevos títulos, libres de todo defecto y quedando los anteriores sin vigencia.

Con esto los concesionarios se acogían a la nueva legislación, con sus mayores cargas impositivas, pero el gobierno renunciaba a cualquier reclamo originado por la situación anterior. La duración de todas las concesiones de explotación, las nuevas y las convertidas, se estableció en 40 años contados a partir de esa fecha, es decir, el vencimiento se pospuso para el año 1983, aun cuando algunas de las viejas concesiones estaban ya próximas a su fecha de vencimiento.

La ley no sólo uniformó, sino que también incrementó los impuestos y regalías. Las regalías, por ejemplo, de un máximo de 15%, y promedio de 9%, pasaron a un mínimo de 16,66 % de lo producido medido a boca de pozo, que sólo en casos excepcionales, al declinar la capacidad productiva de los yacimientos, se podría disminuir para preservar el valor comercial de la explotación. Se estableció la soberanía impositiva del Estado, reconociéndole la atribución, por medio de leyes de impuesto sobre la renta, para modificar los tributos.

Esta Ley continuó vigente hasta el año 2001 en todo su articulado, con la excepción única del  artículo 3 que fue derogado por un dictamen de la Corte Suprema de Justicia de 1991, a fin de permitir la Apertura Petrolera de los años 90 del pasado siglo XX, por la vieja PDVSA en detrimento del interés colectivo nacional. 

¿Qué es la apertura petrolera?

PDVSA define el término de apertura petrolera bajo los siguientes lineamientos.

Expandir la base de recursos de hidrocarburos mediante una exploración selectiva, con esfuerzo propio y de terceros.

Optimizar la producción de las áreas tradicionales mediante la aplicación del conocimiento y uso de la tecnología.

Crecer apalancada con terceros. Desarrollar la Faja Petrolífera del Orinoco a través de asociaciones estratégicas y del

negocio del combustible Orimulsión. Maximizar la oferta de gas. Contribuir con el desarrollo nacional. Armonizar sus operaciones con el ambiente y las comunidades.

Estrategia Exploratoria

Exploración realizada con esfuerzo propio. Exploración propia en áreas maduras, ejecutada por terceros, mediante convenios

operativos. Exploración a riesgo de terceros en áreas nuevas.

Estos esfuerzos exploratorios se traducen en generación de reservas y oportunidades que PDVSA consolida en una base de datos común, la cual reúne el conocimiento de todo lo que prospectivamente hay en las cuencas venezolanas.

PDVSA y sus socios en Venezuela

PDVSA complementa su crecimiento propiciando la participación del sector privado nacional e internacional en sus negocios. La estrategia ha sido compartir los esfuerzos de inversión necesarios para aumentar su capacidad de producción, cumplir las cada vez

mayores exigencias de calidad de los productos consumidos internamente y exportados, y lograr de su relación con los socios el beneficio de incorporar nuevas tecnologías. También pone especial énfasis en la incorporación del aparato productivo nacional a su principal industria, con miras a provocar una expansión en la actividad petrolera, industrial y de servicios en el país.

A tal efecto ha abierto oportunidades de participación al sector privado nacional e internacional en actividades de producción, mediante Convenios Operativos en campos maduros, la producción bajo Ganancias Compartidas en áreas nuevas, Asociaciones Estratégicas para desarrollar la Faja del Orinoco y otros proyectos.

Se estima que las empresas socias de PDVSA en las ocho Áreas de Exploración a Riesgo y Producción bajo Ganancias Compartidas inicien los primeros desarrollos comerciales entre finales del año 2001 y principios del 2003. La producción planificada para el 2009 es de 400 mil barriles por día.

Los objetivos de PDVSA con estos negocios son lograr una explotación petrolera con alta eficiencia operacional, mediante el uso de las mejores prácticas; y propiciar el incremento del valor agregado nacional y del aprovechamiento de sinergias con socios y filiales, optimando el uso de las instalaciones existentes.

Bordeando la margen norte del río Orinoco y atravesando los estados Monagas, Anzoátegui y Guárico se ubica la Faja Petrolífera del Orinoco, cuyos enormes depósitos contienen 1,2 billones de barriles de crudo pesado, extrapesado y bitumen, de los cuales 270 millardos de barriles son económicamente recuperables con la tecnología actualmente disponible.

Los hidrocarburos de la Faja se caracterizan por su baja gravedad API (de 8 a 10 grados) y alto contenido de metales y azufre, lo que hace más compleja su comercialización. A pesar de la alta viscosidad del crudo, los yacimientos poseen, sin embargo, excelentes

características por su alta porosidad y permeabilidad, espesor de arenas sobre los 200 pies, lo que se traduce en productividades por pozo por encima de los 2 mil barriles por día.

PDVSA ha adoptado dos estrategias, reconocidas plenamente como viables y exitosas, para el aprovechamiento de estos enormes recursos:

La explotación, mejoramiento y comercialización, mediante Asociaciones Estratégicas con consorcios internacionales, que aporten el capital y la tecnología requeridos, para transformar estos crudos extrapesados en crudos sintéticos de mayor valor comercial en el mercado internacional, con miras a atender la demanda de combustible del sector transporte.

La explotación de estos crudos para manufacturar el combustible Orimulsión, destinado al sector de generación de electricidad.

Cuatro asociaciones se han conformado, hasta 1999, para desarrollar proyectos en la Faja del Orinoco:

Petrozuata: asociación entre Conoco y PDVSA para la explotación de recursos en el área de Zuata.

Cerro Negro: asociación entre Exxon Mobil, Veba Oel y PDVSA, con actividades en el área de Cerro Negro.

Sincor: asociación entre Total, Statoil y PDVSA, ubicada en el área de Zuata. Hamaca: asociación entre Phillips, Texaco y PDVSA, para el área de Hamaca.

Petrozuata: El proyecto contempla la producción de crudo extrapesado del área de Zuata (sur de Anzoátegui), su transporte por un oleoducto de 200 kilómetros de longitud hasta el Complejo Industrial de José (norte de dicho estado), donde, a partir de mediados del año 2000, será procesado para obtener 112 mil barriles diarios (MBD) de crudo sintético de unos 21 grados API.

La inversión total estimada a realizar en Venezuela asciende a unos 3 millardos de dólares. En 1997 obtuvo un financiamiento proveniente de la banca y los mercados de capitales por un monto de 1,45 millardos de dólares. En agosto de 1998 se inició la producción de desarrollo. La producción para fines de 1999 se situó en unos 50 MBD.

Cerro Negro: El esquema del proyecto es similar: producción de crudo extrapesado del área de Cerro Negro (sur de Monagas), transporte por oleoducto a una planta de mejoramiento en construcción en José, donde será procesado para obtener 116 MBD de crudo sintético (16 grados API). La producción de desarrollo se inició a fines de 1999 y la producción comercial de crudo mejorado comenzará a mediados del 2001.

La inversión total estimada del proyecto en Venezuela es de unos 2 millardos de dólares, tanto para las instalaciones de producción como de mejoramiento. Esta asociación obtuvo en 1998 la cantidad de 900 millones de dólares, financiamiento requerido para arrancar con la contratación y adjudicación de la totalidad de las instalaciones.

Sincor: El proyecto, por un monto estimado de unos 4,2 millardos de dólares, comprende también la extracción de crudo extrapesado de la Faja, transporte y mejoramiento en Jose. El inicio de la producción de desarrollo está previsto para fines del año 2000 y la producción comercial de 186 MBD de crudo sintético de 32 grados API comenzará a mediados del 2002. En agosto de 1998 obtuvo un créditobancario por 1,2 millardos de dólares.

Hamaca: Este proyecto estima obtener unos 170 MBD de crudo mejorado de 25 grados API, a partir de crudos extrapesados del área Hamaca, procesados en el complejo industrial de Jose. Las inversiones totales estimadas del proyecto, hasta poner en operación la planta mejoradora, serán de 3,2 millardos de dólares. La ingeniería básica del proyecto fue completada a fines de 1999. Se estima que la construcción de obras comenzará en el año 2000; el inicio de la producción de desarrollo en el 2001 y la producción de crudo sintético en el 2003.

Las posibilidades de nuevos proyectos y la expansión de los existentes están planificadas en función del crecimiento de la demanda mundial, del aseguramiento de mercados a través de las Asociaciones Estratégicas y de la disponibilidad de financiamiento.

La participación del capital privado nacional e internacional en los procesos de la industria petrolera venezolana ha significado no sólo la inyección de capital en los proyectos, sino de tecnología de punta para optimizar la explotación de las reservas de hidrocarburos, estimulando también el desarrollo de las economías regionales, al generar empleos directos e indirectos y propiciar el desarrollo del sector conexo nacional.

La Capacidad De Producción De Pdvsa

La capacidad de producción total de PDVSA es de 3,5 millones de barriles diarios (MMBD) de crudo y condensado y 6,4 millardos de pies cúbicos de gas por día (MMMPCD). El 81 por ciento de la capacidad de producción de crudo corresponde a esfuerzo propio, 14 por ciento a los Convenios Operativos y 5 por ciento a las Asociaciones Estratégicas suscritas por PDVSA con consorcios privados. La producción de crudo y gas proviene de unos 2.540 yacimientos.

PDVSA cuenta con activos por valor de 24,3 millardos de dólares en plantas, propiedades y equipos asociados a sus operaciones de exploración y producción.

 

Para ejecutar sus actividades de explotación, manejo, transporte y entrega de crudos, se divide administrativamente en tres grandes áreas:

Occidente

Esta área operacional catapultó a Venezuela al escenario petrolero mundial, a principios del siglo XX, con la perforación del pozo Zumaque N° 1 en Mene Grande (1914), y el reventón del pozo Barrosos-2, en Cabimas (1922).

Los yacimientos petrolíferos ubicados inicialmente en tierra, pero cercanos a la costa del Lago de Maracaibo, indujeron la posibilidad de extenderse hacia las aguas llanas por las décadas de los años 20 y 30. De aguas llanas y protegidas, el taladro fue ubicado a mayores distancias de la costa, en aguas más profundas. Estas operaciones pioneras en el Lago de Maracaibo, así como también en el Mar Caspio y el Golfo de México, constituyeron la escuela de las futuras operaciones costa afuera.

Occidente maneja hoy por gestión directa la explotación en los distritos operacionales Maracaibo, Tía Juana y Lagunillas, así como la administración y relaciones con los consorcios que trabajan para la corporación bajo convenios operativos en los estados Zulia, Falcón y Trujillo.

Su capacidad de producción es de 1,7 millones de barriles diarios de crudo y condensado y 2,0 millardos de pies cúbicos de gas. Esto representa la siguiente actividad para el año 2000: la perforación de 302 pozos y el reacondicionamiento de 301 pozos. El plan de negocios contempla incrementar la capacidad de producción en esta área a 1 millón 925 mil barriles de crudo y condensado para el año 2009.

Oriente

Esta área operacional se inscribe en la historia petrolera a principios del siglo XX con la explotación del asfalto en los estados Sucre (Lago de Guanoco) y Delta Amacuro. Posteriormente, durante las décadas del ‘30 y ‘40, los pioneros exploraron, descubrieron y pusieron en producción campos muy dispersos geográficamente en medio de la selva, pantanos, sabanas y llanos orientales: Quiriquire, Orocual, Oficina, Jusepín, Leona, Pedernales, Temblador, Anaco. Sin embargo, la explotación petrolera tuvo más empuje y desarrollo comercial al occidente del país, hasta el descubrimiento del campo gigante El Furrial en 1986, cuando Oriente retoma la explotación petrolera con renovado auge.

Oriente maneja hoy por gestión directa la explotación de los distritos operacionales Anaco, Punta de Mata, Maturín y San Tomé, e igualmente la administración y relaciones con los consorcios que trabajan en esa región bajo convenios operativos.

Su capacidad de producción es de 1,7 millones de barriles diarios de crudo y condensado y 4,8 millardos de pies cúbicos de gas. Esto representa la siguiente actividad para el año 2000: la perforación de 25 pozos y el reacondicionamiento de 281 pozos. El plan de negocios contempla incrementar la capacidad de producción en esta área a 3 millones 60 mil barriles de crudo y condensado para el año 2009.

Sur

Esta área operacional abarca las cuencas de Barinas y Apure. Los primeros descubrimientos importantes en Barinas datan de 1948 y 1953, consolidándose como área productora en la

década del ‘60. Los descubrimientos de los campos apureños Guafita y La Victoria, fronterizos con Colombia, son de más reciente data: 1984.

El Distrito Sur maneja hoy por gestión directa las unidades de explotación de los yacimientos de Barinas y Apure. En esta área no hay campos bajo convenios operativos.Su capacidad de producción es de 150 mil barriles diarios de crudo y condensado y casi no produce gas. La actividad que respalda esa producción contempla para el año 2000 la perforación de 12 pozos y la rehabilitación de 35 pozos. Se espera llegar a una capacidad de producción de 260 mil barriles diarios de crudo y condensado para finales del año 2009.

Cada área operacional tiene una gerencia general, a la cual reportan tanto los distritos, como las unidades de servicio. A su vez, a estos distritos se vinculan funcionalmente las unidades de explotación de yacimientos (UEY), de las cuales hay 25: 12 en Occidente, 2 en el Sur y 11 en Oriente. Estas UEY constituyen las células organizacionales básicas de la Unidad de Producción y responden a la necesidad de la corporación de privilegiar la Gerencia Integrada de Yacimientos, lo cual representa la cadena de valor por excelencia de los procesos fundamentales del negocio para optimizar los recursos necesarios en la explotación racional y rentable de los yacimientos.

Futuras Inversiones

PDVSA requerirá inversiones estimadas en 38.000 millones de dólares para ejecutar los proyectos exploratorios y de producción contemplados en su Plan de Negocios 2000 - 2009. De ese monto total, la corporación aportará 20.000 millones, de los cuales 17.700 corresponden a su gestión directa. El plan contempla un aporte de 18.000 millones de dólares por parte del capital privado, tanto nacional como internacional.

Venezuela es un país con larga tradición petrolera, que inició la explotación de sus extensos yacimientos a principios del siglo XX.

Sus cuencas Oriental y de Maracaibo ocupan una prominente posición en el ranking que agrupa a las diez cuencas más grandes del mundo, las cuales concentran el 60 por ciento del total de hidrocarburos del planeta.

Su enorme base de recursos le permitirá al país mantenerse en un destacado lugar dentro del mapa petrolero mundial durante el siglo XXI.

Las reservas totales de crudo de PDVSA ascienden a 221 millardos de barriles, de los cuales 76 millardos de barriles corresponden a reservas probadas.

Del total de reservas probadas, 69% son crudos pesados y extrapesados, los más abundantes del país, y 31% condensados, livianos y medianos, que son los que más demanda el mercado.

Posee además unos 147 billones de pies cúbicos en reservas de gas natural.

En Venezuela hay expectativas de descubrir 23 millardos de barriles de crudos condensados, livianos y medianos y 94 billones de pies cúbicos de gas.

Noticia.

Se concreta el nuevo plan de explotación petrolera en Venezuela

PDVSA tendrá la mayoría de las acciones de las compañías mixtas y marcará las

políticas.

Desde Repsol YPF señalan que "los actos de soberanía se acatan"

El presidente de Venezuela, Hugo Chávez, durante la firma del acuerdo. (Foto: EFE)

CARACAS.- Representantes de 17 empresas petroleras extranjeras, incluida Repsol YPF,

han firmado los llamados "acuerdos de migración" por los que dejan de ser autónomas y

pasan a formar "compañías mixtas" bajo el control del grupo estatal Petróleos de

Venezuela SA (PDVSA).

En el nuevo marco jurídico que regulará la explotación del petróleo en Venezuela, PDVSA

tendrá la mayoría de las acciones de las compañías mixtas y marcará las políticas a

seguir.

Las compañías que se acogieron a la nueva fórmula fueron Repsol YPF, China National

Petroleum, Harvest Vincler, Hocol, Vinccler Oil and Gas, Shell, Nimir Petroleum,

Petrobras, Perenco, Suelopetrol, Teikoku, Chevron, Statoil, British Petroleum y West

Falcon Samson.

El presidente venezolano, Hugo Chávez, destacó que el nuevo programa económico forma

parte de "un proyecto nacional" que se encarna en la "revolución bolivariana" que se

puso en marcha en 1999.

Chávez recordó que este cambio es posible, entre otras razones, porque la Asamblea

Nacional aprobó el pasado jueves, con el voto unánime de sus 167 diputados, todos

oficialistas, el modelo de "empresa mixta", que deriva de la ley orgánica de

Hidrocarburos de 2001.

"Le estamos diciendo al mundo que no es incompatible un proyecto nacionalista y

revolucionario con la presencia de dignas empresas internacionales y del sector privado

nacional, que eso se puede compatibilizar con voluntad", dijo Chávez

También destacó que, por primera vez, la riqueza del petróleo está llegando al

empobrecido pueblo venezolano a través de los programas de educación, sanidad y

alimentación, principalmente, que desarrolla la "revolución bolivariana". Según datos de

PDVSA, entre 2004 y 2005, la compañía ha invertido unos 12.000 millones de dólares en

planes sociales y espera entregar unos 8.000 millones en 2006.

Además, Chávez alentó a las empresas multinacionales a asumir una parte de los 70.000

millones de dólares que se necesitarán para desarrollar la Faja Petrolífera del Orinoco,

que con unos 235.000 millones de barriles es la mayor reserva conocida de crudo del

mundo.

'Todas las garantías jurídicas'

En nombre de los empresarios extranjeros habló el representante de la empresa hispano

argentina Repsol YPF Nemesio Fernández Cuesta, quien destacó que el nuevo modelo

ofrece "todas las garantías jurídicas" y abre, "como todos los cambios, nuevas

oportunidades de hacer negocios y progresar".

Explicó que a partir de ahora Repsol YPF tendrá el 40% de las acciones de la nueva

compañía mixta que forme con PDVSA para explotar los campos petroleros de "Mene

Grande" y "Quiriquire".

"La primera ventaja del nuevo modelo es ser socios de PDVSA. Antes, las operaciones

corrían a nuestro riesgo y en estos momentos somos socios de PDVSA, que es el mejor

socio que se puede tener en la industria petrolera en Venezuela y uno de los mejores del

mundo", dijo.

"La segunda gran ventaja es una plena seguridad jurídica, puesto que las empresas mixtas

han sido avaladas por la Asamblea Nacional y por lo tanto contamos con toda la seguridad

jurídica que puede darse en cualquier país", añadió el representante de Repsol YPF.

Fernández Cuesta, director general de Exploración y Producción de Repsol, dijo que la

decisión de cambiar el modelo jurídico fue un acto de "soberanía", y añadió que en

Venezuela o en cualquier otro país del mundo "los actos de soberanía se acatan".

El ministro de Energía y Petróleo, Rafael Ramírez, calificó de "histórico" el acto porque

representa "la recuperación de la plena soberanía sobre el manejo de nuestra principal

actividad económica que es el petróleo".

Conclusiones

El Plan de Negocios 1996 – 2009 de PDVSA llamado "Apertura Petrolera" contempla un agresivo esfuerzo exploratorio que disminuya la tradicional tendencia a ir agotando más rápidamente sus menores reservas de condensados, livianos y medianos, que tienen mayor valor en el mercado, en proporción a la menor disposición de sus mayores reservas de crudos pesados y extrapesados. A tal efecto desarrolla una estrategia exploratoria múltiple:

Este esfuerzo exploratorio requiere una inversión de 2,5 millardos de dólares, con la finalidad de incorporar reservas probadas y probables estimadas en 9.000 millones de barriles de crudos condensados, livianos y medianos y unos 35 billones de pies cúbicos de gas asociado. Toda esta actividad contribuiría a aportar unos 800 mil barriles diarios adicionales al potencial de producción de PDVSA.

PDVSA requerirá inversiones estimadas en 38.000 millones de dólares para ejecutar los proyectos exploratorios y de producción contemplados en su Plan de Negocios 2000 - 2009. De ese monto total, la corporación aportará 20.000 millones, de los cuales 17.700 corresponden a su gestión directa. El plan contempla un aporte de 18.000 millones de dólares por parte del capital privado, tanto nacional como internacional.

Los lineamientos básicos para este desarrollo son:

Expandir la base de recursos de hidrocarburos mediante una exploración selectiva, con esfuerzo propio y de terceros.

Optimizar la producción de las áreas tradicionales mediante la aplicación del conocimiento y uso de la tecnología.

Crecer apalancada con terceros. Desarrollar la Faja Petrolífera del Orinoco a través de asociaciones estratégicas y del

negocio del combustible Orimulsión. Maximizar la oferta de gas. Contribuir con el desarrollo nacional.