Introducción
Este documento presenta un análisis integral de la evolución de la producción petrolera en Venezuela entre los años 2000 y 2025, con especial énfasis en tres variables clave: producción total, número de pozos activos y productividad por pozo. A partir de tres visualizaciones históricas y proyecciones recientes, se identifican patrones estructurales, ciclos operativos y escenarios de recuperación.
De las variables indicadas, el número de pozos activos y la productividad por pozo no es fácil conseguir valores. Hoy en día, no existe una estadística sólida sobre todo la asociada con los pozos activos. Dos fuentes (OPEP y BP Statistical Bulletin) que mantenían series históricas, dejaron de publicarlas alrededor del 2012 – 2013. Esto ha llevado a utilizar e integrar datos que presentan diferentes empresas internacionales de consultorías y algunas empresas asociadas a la industria del petróleo como: Rystad Energy, Bloomberg Economic, S&P, Argus, Reuters, Baker Hughes, etc…
Producción Petrolera en Venezuela: 2000–2025
La evolución de la producción petrolera en Venezuela entre los años 2000 y 2025 refleja una historia de estabilidad inicial, colapso operativo y recuperación parcial. Tres variables permiten entender este proceso: la producción total de crudo, el número de pozos activos y la productividad promedio por pozo. A través de tres visualizaciones se puede seguir el hilo narrativo que conecta lo macro con lo micro, y lo técnico con lo estratégico.
La gráfica anterior, muestra la producción total de petróleo y los pozos activos. Se observa cómo la producción nacional se mantuvo relativamente estable entre 2000 y 2014, con cifras comprendidas entre 2.5 y 3.0 millones de barriles diarios (MBD). A partir de 2015, sin embargo, se inicia un colapso abrupto que lleva la producción a menos de 1 MBD en 2020. La gráfica evidencia que este descenso coincide con la desactivación masiva de pozos, que pasaron de más de 14000 en el año 2000 a menos de 5000 en 2020. Es decir, la reducción de capacidad operativa (pozos activos) explica en gran parte del colapso de la producción de petróleo.
La gráfica a continuación, introduce el contraste entre el número de pozos activos y la productividad por pozo. Aunque la infraestructura se redujo drásticamente, la productividad promedio por pozo se mantuvo relativamente estable, oscilando entre 150 y 225 barriles diarios hasta el 2020.
Esto revela que el problema principal no fue la eficiencia técnica de los pozos, sino la pérdida de infraestructura operativa y la falta de mantenimiento.
La gráfica a continuación conecta ambas variables (producción y productividad por pozo), y muestra la dinámica de recuperación parcial de producción a partir de 2021. El número de pozos activos comienza a aumentar ligeramente, lo que aunado a un aumento de la productividad por pozo (una mejor selectividad de los pozos a producir) conlleva a un repunte limitado de la producción.
El relato que surge de estas tres graficas es claro:
La crisis petrolera venezolana no se debió a la pérdida de reservas, sino a la desactivación masiva de pozos y al deterioro de la capacidad operativa. La productividad por pozo se mantuvo en rangos aceptables, lo que indica que el potencial técnico sigue presente.
La recuperación dependerá de la capacidad de reactivar y mantener pozos estratégicos, optimizando la productividad y atrayendo inversión privada técnica.
En términos estratégicos, Venezuela debe reposicionarse como un actor energético con abundantes reservas, pero con una brecha estructural entre potencial y realidad.
La narrativa internacional debe subrayar que el país conserva su capacidad, aunque limitada por restricciones financieras, tecnológicas y geopolíticas.
En resumen, la historia de la producción petrolera venezolana entre 2000 y 2025 es la historia de un sistema que pasó de la estabilidad a la crisis, y que ahora enfrenta el reto de la recuperación. El futuro dependerá de la inversión, la tecnología y la capacidad de gestión para cerrar la brecha entre reservas abundantes y producción efectiva.
El Futuro
Del análisis anterior, se desprende que la recuperación de la industria hidrocarburífica venezolana dependerá de la capacidad de reactivar y mantener pozos estratégicos, optimizando la productividad y atrayendo inversión técnica y gerencial.
En tal sentido, un análisis prospectivo al 2030 implica proyectar cómo podrían evolucionar las tres variables — producción total, pozos activos y productividad por pozo — bajo distintos escenarios. La idea es pasar de la mirada histórica (2000–2025) a una visión estratégica de futuro, considerando factores técnicos, financieros y geopolíticos.
En tal sentido, se definen tres escenarios prospectivos. A saber:
Escenario optimista:
Supone inversión privada (nacional y extranjera) significativa, acceso a tecnología avanzada y estabilidad política. La producción podría superar los 1.5 MBD, con más de 10000 pozos activos y una productividad por pozo cercana a 250 BD.
Escenario conservador:
Se mantiene la recuperación parcial actual, con limitaciones de financiamiento y sanciones moderadas. La producción rondaría 1.0 MBD, con unos 7000 pozos activos y productividad estable en 200 BD.
Escenario crítico:
Persisten las restricciones financieras y geopolíticas, con baja inversión y deterioro técnico. La producción se estancaría en torno a 0.8 MBD, con menos de 6000 pozos activos y productividad por pozo en declive hacia 180 BD.
En lo atinente a las inversiones, en la actualidad la reactivación de un pozo suele requerir entre 0.5 y 1.5 M$, dependiendo del grado de deterioro y de los equipos necesarios a reemplazar. Para efecto de simplificación, se tomara el valor de 1.0 M$ por pozo. Cálculos más detallados en: Evaluación Económica: Perforación – Rehabilitación de Pozos
La gráfica a continuación presenta un resumen de los escenarios indicados. De la misma se desprende:
El año 2000 marca el nivel de referencia: abundancia de pozos y producción elevada.
En 2025, la producción se mantiene baja pese a cierta recuperación de pozos, mostrando la brecha entre potencial y realidad.
Para 2030, los escenarios muestran que la clave no está en la productividad por pozo (que se mantiene relativamente estable), sino en la cantidad de pozos activos y la inversión disponible.
En síntesis, el escenario optimista exige una inversión masiva y rápida, mientras que el conservador se apoya en mantenimiento y reactivación gradual, y el crítico apenas sostiene la operación mínima.
Por eso, la inversión en reactivación de pozos es el meollo de la recuperación: cada dólar invertido allí tiene un impacto inmediato y medible en la producción. Desde un punto de vista estratégico, se tiene:
Diagnóstico operativo: Venezuela no ha perdido completamente su capacidad productiva, pero enfrenta una brecha estructural entre potencial y realidad.
Estrategia de recuperación: Priorizar pozos de alta productividad, mejorar mantenimiento y atraer inversión técnica.
Narrativa internacional: Reposicionar a Venezuela como actor energético con reservas abundantes pero capacidad operativa limitada.
Conclusión
El análisis de las tres variables revela que la crisis petrolera venezolana no es solo una cuestión de reservas, sino de capacidad operativa. La recuperación dependerá de la reactivación técnica, la inversión estratégica y la redefinición del rol del país en el mercado energético global.
La industria venezolana opera en un equilibrio de emergencia, donde la productividad actual es un síntoma de la enfermedad (base de activos reducida a su mínimo) y no un signo de salud.
El factor determinante es geopolítico: La reducción de su impacto está asociado a la consecución en el mundo financiero global de las inversiones requeridas para superar la producción petrolera, lo cual conlleva al establecimiento de reglas claras entre el Estado venezolano y los inversionistas.
Nelson Hernández es ingeniero energista y académico de la Academia de Ingeniería y Hábitat de Venezuela
No hay comentarios.:
Publicar un comentario