martes, 8 de julio de 2025

Expectativas de la Privatización Petrolera con el Equipo de María Corina Machado

 


El equipo económico de María Corina Machado está conformado por SaryLevy, Rafael de la Cruz, Gustavo García, Carlos Blanco, Henkel García y Hugo Bravo, se podría esperar una aproximación a la privatización de la industria petrolera venezolana caracterizada por un fuerte énfasis en la liberalización, la atracción de capital privado y la eficiencia de mercado. Dadas sus trayectorias y posturas públicas, este equipo probablemente buscaría:

1. Marco Legal e Institucional para la Inversión Privada

Es previsible que este equipo impulse una reforma profunda del marco legal e institucional. Esto implicaría la creación de leyes que garanticen la seguridad jurídica a los inversionistas nacionales y extranjeros. Se buscaría reemplazar el modelo de control estatal absoluto por uno que permita diversas formas de participación privada, incluyendo posibles concesiones, empresas mixtas con mayor participación privada, o incluso la venta de acciones de PDVSA, tal como se ha debatido en círculos económicos afines. La meta sería reducir drásticamente el "riesgo país" para el capital privado.

2. Atracción Masiva de Capital y Tecnología

Con una visión pro-mercado, el equipo pondría un fuerte énfasis en la atracción de grandes volúmenes de inversión extranjera directa (IED), así como de capital nacional. Reconocen que la infraestructura petrolera de Venezuela está severamente deteriorada y que PDVSA carece de los recursos para su recuperación. Por tanto, se buscarían socios estratégicos que aporten capital, tecnología de punta y know-how gerencial para modernizar las operaciones, aumentar la producción y optimizar los procesos.

3. Enfoque en la Eficiencia y Rentabilidad

La privatización, bajo la guía de estos economistas, buscaría transformar la industria petrolera en un sector altamente eficiente y rentable, desvinculándola de la politización. Se priorizaría la meritocracia en la gestión, la reducción de costos operativos, la transparencia en las finanzas y la maximización de la producción para generar mayores ingresos para la nación. La idea es que la empresa opere bajo principios de mercado, en lugar de ser una herramienta política o de distribución de favores.

4. Reestructuración de PDVSA

Es probable que se plantee una profunda reestructuración de PDVSA, pasando de ser una empresa estatal monolítica y operadora principal a un posible rol de accionista minoritario estratégico o un ente regulador y supervisor. Se buscaría deslastrar a PDVSA de sus funciones no esenciales y de su abultada deuda, permitiendo que la operación petrolera recaiga principalmente en actores privados más eficientes. La venta de activos no estratégicos y la capitalización de la empresa serían puntos clave.

5. Diversificación Energética y Valor Agregado

Aunque el foco inicial sería la recuperación de la producción de crudo, la visión a largo plazo podría incluir la diversificación energética y la generación de valor agregado. Esto significa no solo exportar petróleo crudo, sino también fomentar la producción de derivados, petroquímicos y gas natural, con miras a posicionar a Venezuela como un "hub energético" regional, aprovechando sus vastas reservas.

6. Fondo Petrolero y Beneficios para la Nación

Inspirados quizás en modelos como el noruego (aunque con adaptaciones), se podría proponer la creación de un fondo de estabilización o intergeneracional alimentado por los ingresos petroleros, para asegurar que la riqueza generada beneficie a todos los ciudadanos a largo plazo, y no solo al Estado de turno. Esto iría de la mano con una reforma fiscal que garantice que la nación, y no solo el Estado, sea la verdadera beneficiaria de la renta petrolera.

En síntesis, la privatización de la industria petrolera con este equipo estaría orientada a  desmontar el petroestado rentista, fomentar la competencia y la inversión privada como motores de crecimiento, y reorientar el rol del Estado de operador a regulador y beneficiario estratégico. El objetivo final sería maximizar el potencial petrolero para generar prosperidad y desarrollo sostenibles en Venezuela.

  Ing. Robny Jauregui

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jueves, 3 de julio de 2025

Conferencia : Cómo usar el Poder Transformador del Petróleo para Erradicar la Pobreza - 2025

 


El día 13 de junio el CIEDE presentó a Tomás Mata, un ingeniero de petróleo con más de cuatro décadas de experiencia, quien explora la intrincada relación entre el vasto potencial petrolero de Venezuela y la erradicación de la pobreza extrema en el país. La presentación de Tomás se centra en la premisa de que el petróleo, si se gestiona estratégicamente, posee un poder transformador capaz de sacar a Venezuela de su actual crisis socioeconómica.



I. Situación actual Socioeconómica Venezolana

Uno de los puntos clave más impactantes que Tomás subraya es el contexto alarmante de la pobreza en Venezuela. Califica la situación de la pobreza extrema como "patológica e inaceptable" [02:39]. Para respaldar su argumento, cita un estudio crucial de la Universidad Católica Andrés Bello, conocido como "Encovi" (Encuesta de Condiciones de Vida). Los datos de Encovi revelan un aumento drástico y preocupante de la pobreza extrema en los hogares venezolanos. Se pasó de un rango del 8-12% en 2005 a un asombroso tres cuartas partes de los hogares en 2018, con un 93% de pobreza general [03:09]. Aunque se ha observado una ligera disminución desde 2022, Tomás enfatiza que más de un tercio de los hogares venezolanos siguen atrapados en la pobreza extrema [04:31], lo que subraya la urgencia de su propuesta.

II. Maximizar producción y Precio

La hipótesis central y más audaz de Tomás para la erradicación de la pobreza es clara y directa: Venezuela debe maximizar su producción y venta de petróleo al precio más alto posible y con la mayor celeridad [08:05]. Esta estrategia, según él, es la vía más efectiva para abordar tanto la pobreza crítica como la general en el país. Su propuesta se basa en la idea de que los ingresos petroleros son la clave para financiar programas sociales, infraestructura y desarrollo económico que puedan elevar a la población por encima del umbral de la pobreza.

El ingeniero también aborda la sombría situación del Producto Interno Bruto (PIB) y el ingreso petrolero de Venezuela. Describe la contracción económica del país como la mayor en tiempos de paz en la historia moderna [12:19]. A pesar de un ligero aumento del PIB en 2020 y 2022, los ingresos derivados del petróleo han permanecido lamentablemente bajos [12:46]. Esta discrepancia resalta el desafío de traducir el vasto potencial petrolero en beneficios tangibles para la población, una cuestión central en la visión de Tomás.

III. Potencial de Producción

A pesar de los desafíos actuales, Tomás expresa un optimismo cauteloso sobre el posicionamiento de Venezuela en el mercado petrolero global. Abriga la esperanza de que Venezuela pueda resurgir en pocos años como un proveedor significativo en el mercado mundial [15:12]. Para contextualizar el potencial de Venezuela, hace una comparación con otros países productores. Menciona el notable crecimiento de la producción en Argentina, impulsado en gran medida por el desarrollo de Vaca Muerta [15:34], y también señala el vasto potencial de África como un continente con una población en expansión y abundantes recursos [17:53]. Estas comparaciones sirven para ilustrar que, con la estrategia correcta, Venezuela podría emular o incluso superar el éxito de otras naciones ricas en recursos.

Mirando hacia el futuro, Tomás presenta una visión ambiciosa y transformadora para Venezuela. Sugiere que el país debería aspirar a convertirse en un "estado químico" y un "electroestado" (aprovechando la energía solar) en lugar de depender únicamente de la exportación de petróleo crudo [25:45]. Esta diversificación es crucial, según él, para mitigar el riesgo de caer en la miseria una vez que la era del petróleo llegue a su fin o su demanda disminuya. La propuesta de Tomás implica un cambio fundamental en la estrategia económica de Venezuela, pasando de una dependencia exclusiva del petróleo a una economía más diversificada y sostenible.

IV. DesafíosY retos 

Finalmente, el ingeniero aborda los desafíos prácticos y las estrategias de inversión necesarias para lograr esta transformación. Discute la inmensa dificultad de planificar una expansión de la producción a 4 millones de barriles en la Faja en solo 5 años. Esta meta, señala, demandaría una "intensa exposición de caja" con una inversión acumulada de 50 mil millones de dólares [02:39:38], una cifra que parece inalcanzable en las circunstancias actuales. En lugar de una expansión tan agresiva, propone un ritmo más gradual, posiblemente en 15 años, optimizando el proceso y evitando un mayor endeudamiento [02:40:38]. Tomás enfatiza la importancia de una planificación estratégica meticulosa, que incluya opciones para gestionar la inversión de manera eficiente y sostenible [02:41:09]. En resumen, la charla de Tomás es un llamado a la acción para Venezuela, instando a una reevaluación de su estrategia petrolera y una visión a largo plazo para erradicar la pobreza y asegurar un futuro próspero y diversificado

 Ing. Robny Jauregui

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Conferencia : Hidrocarburos Venezolanos, esperanza nacional y necesidad mundial - 2025

 


Juan Szabo, presentó esta conferencia el pasado 27 de junio. Juan es un distinguido ingeniero mecánico y de petróleo con más de medio siglo de experiencia en la industria petrolera. Su objetivo es compartir sus conocimientos y perspectivas sobre dos temas cruciales: el estado actual del mercado petrolero internacional y la compleja situación del negocio petrolero en Venezuela [02:24]. La charla se estructura en dos partes, comenzando por un análisis del entorno global y sus implicaciones para el sector petrolero, para luego transitar hacia un examen detallado de la realidad venezolana y su prometedor potencial futuro [03:12].



I. Contexto Geopolítico Internacional

Juan contextualiza el panorama global, describiéndolo como un período de gran complejidad desde el año 2020. Menciona eventos trascendentales como la pandemia de COVID-19, una crisis energética global, una inflación generalizada y conflictos bélicos significativos en Ucrania y Medio Oriente. Estos factores han contribuido a una polarización mundial sin precedentes [03:30]. La posible reelección de Donald Trump a la presidencia de Estados Unidos se presenta como un elemento adicional de conflictividad. Trump, buscaría cumplir objetivos como poner fin a los conflictos bélicos, resolver la problemática de la inmigración ilegal y redefinir las relaciones comerciales bajo su lema "America First" [04:28].

Se profundiza en el conflicto ruso-ucraniano, con la expectativa de una resolución rápida por parte de Trump, y el conflicto en Medio Oriente, donde Irán y sus aliados mantienen una guerra multifrente con Israel [07:58]. El análisis de la situación en Medio Oriente incluye el debilitamiento de grupos como Hamás y Hezbolá, así como los ataques a instalaciones nucleares y militares de Irán por parte de Israel y Estados Unidos [14:04]. Se enfatiza la vital importancia estratégica de los estrechos de Ormuz y Bab el-Mandeb para el flujo global de petróleo, y se exploran las alternativas de oleoductos para evitar su uso en caso de interrupciones [18:00].

II.               Mercado Petrolero Internacional

Juan detalla las violentas fluctuaciones en la demanda y oferta de petróleo. La pandemia de 2020 provocó una caída drástica, seguida de una recuperación más rápida de lo anticipado, a la que la oferta no pudo responder adecuadamente [29:03]. Las inversiones en el sector petrolero se vieron reducidas por la pandemia y las crecientes presiones ambientalistas, lo que desencadenó una crisis energética y un consecuente aumento de los precios [29:48]. Los eventos geopolíticos, como la invasión rusa de Ucrania y la guerra en Medio Oriente, generaron picos de precios, aunque estos tendieron a normalizarse rápidamente si no afectaban directamente la producción y distribución [31:29].

Se presentan las proyecciones contrastantes de dos entidades clave: la Agencia Internacional de Energía (IEA) pronostica una reducción en la demanda de petróleo y precios bajos, mientras que la OPEP (Organización de Países Exportadores de Petróleo) predice un crecimiento continuo [33:08]. Juan, por su parte, proyecta que el precio del petróleo se mantendrá en un rango de 60 a 90 dólares por barril en los próximos años, con un punto medio estimado de 70 dólares [40:35].

III.              Situación Petrolera Venezolana

Venezuela ha experimentado una disminución drástica en su participación en la producción petrolera global, pasando de un 13% en la década de 1950 a un mero 0.8% en la actualidad [41:31]. La historia de la producción venezolana muestra dos períodos de crecimiento impulsados por la inversión privada: la época de las concesiones y la apertura petrolera [43:07]. La declinación de la producción se acentuó a partir de 2015, atribuida a la falta de inversiones, la pérdida de personal calificado, la politización de la industria y las expropiaciones [46:39].

Las sanciones petroleras impuestas en 2019, aunque no causaron directamente la caída de la producción, sí tuvieron un impacto significativo en los ingresos petroleros [47:30]. Se concedieron licencias estratégicas, como la 41 a Chevron y la 44 a otras empresas, permitiendo inversiones y acceso al mercado estadounidense, lo que generó un aumento temporal de la producción [48:20]. Sin embargo, estas licencias fueron revocadas o modificadas debido a la falta de avances en la democratización del país, afectando negativamente la producción y los ingresos [49:34].

Igualmente describe un "modelo económico antisanciones" implementado por el régimen, que incluye contratos de participación productiva, el uso de la ley antibloqueo, la flexibilización de los mecanismos de cobranza (efectivo, criptomonedas, trueque) y la priorización de la exportación a China [01:02:25]. Los ingresos petroleros de Venezuela se han reducido drásticamente debido a las sanciones y la necesidad de vender crudo a precios más bajos en mercados limitados como China [01:11:35]. Se presentan escenarios de producción para los próximos 12 meses, que van desde una declinación menor hasta una caída sustancial debido a limitaciones de mercado, escasez de diluyentes y problemas operativos [01:08:18]. Las licencias de gas, como el proyecto Dragón con Trinidad, también han caducado, obstaculizando el desarrollo de importantes proyectos gasíferos [01:16:40].

IV.            Potencial Futuro de Venezuela

Juan destaca el inmenso potencial energético de Venezuela, el mayor a nivel global, con vastos recursos de petróleo y gas, una infraestructura existente (aunque deteriorada) y costos de producción inherentemente bajos [01:19:18]. Se identifican 45 mil millones de barriles de reservas de petróleo de alta calidad, suficientes para sostener una producción de 4.5 millones de barriles por día hasta más allá del año 2050 [01:21:47]. En cuanto al gas, Venezuela posee 195 trillones de pies cúbicos en reservas, principalmente gas asociado y gas libre costa afuera [01:22:34].

La infraestructura petrolera, a pesar de su deterioro actual, fue diseñada originalmente para una producción de 4 millones de barriles, lo que indica un considerable potencial de crecimiento [01:25:18]. Se proyecta que, con un desarrollo serio y concertado, la producción de petróleo podría alcanzar los 4 millones de barriles en un período de 10 años, y la producción de gas podría superar los 9 millones de pies cúbicos [01:26:15]. Sin embargo, este ambicioso plan requeriría una inversión aproximada de 140 mil millones de dólares, la cual, según Juan, debería ser íntegramente de origen privado, ya que el Estado carece de los recursos necesarios [01:28:02]. La reactivación de la industria resultaría en un incremento sustancial de los ingresos estatales, que podrían destinarse al pago de deudas, al impulso de la economía y a la diversificación productiva [01:28:25]. La esperanza final es que Venezuela pueda aumentar su participación en la producción mundial de petróleo al 3.6%, consolidándose como un actor indispensable para satisfacer las necesidades energéticas globales [01:29:59].

VI. Preguntas y Respuestas Clave

  • Obstáculo principal: Juan enfatiza que un cambio político es el obstáculo principal. Las empresas privadas no invertirán en un país sin reconocimiento internacional, con alto riesgo y sin seguridad jurídica [01:34:02].
  • Ley de Hidrocarburos: Se necesita urgentemente una nueva ley que permita la participación privada en cualquier proporción, que reformule las regalías (actualmente un 33% fijo, se sugiere reducirla o adaptarla) y que establezca un sistema fiscal e institucional competitivo [01:56:27]. Se propone un esquema temporal similar a la licencia de Chevron mientras se aprueba la nueva ley [01:36:28].
  • Pico petrolero y energías alternas: Según la OPEP, el pico petrolero no se espera para 2030. Las energías alternativas crecerán, pero no suplirán la totalidad del aumento de la demanda energética. Se habla más de "adición" que de "transición" energética [01:38:17].
  • Privatización de PDVSA: Se considera la venta de las acciones estatales en las empresas mixtas como una posible fuente de recursos para el país [02:03:38]. La reestructuración de PDVSA es un tema complejo debido a sus cuantiosas deudas y demandas legales [01:48:07].
  • Costo de producción: El costo de levantamiento y los gastos generales del barril de petróleo venezolano se estiman en aproximadamente 20-22 dólares [01:55:55].
  • Recursos humanos en PDVSA: Se cree que aún existe personal valioso en los estratos bajos de PDVSA y que la transición operativa no sería excesivamente complicada, con un enfoque en la gestión eficiente de las empresas mixtas [02:27:00].
  • Petroquímica: Se considera una diversificación económica lógica y prioritaria. Se propone enfocarse primero en derivados directos del metano y luego en corrientes de refinería para productos de tercera generación [02:31:35].
  • Universidades: Se reconoce la necesidad de fomentar la participación de las universidades en el desarrollo del país, especialmente en la educación superior petrolera [02:38:40].

 Ing. Robny Jauregui

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viernes, 20 de junio de 2025

James Cristman - Gerente General de la Refinería Lemont - CITGO

 


James "Jim" Cristman es un ejecutivo con más de 45 años de experiencia en la industria petrolera, todos dedicados a CITGO Petroleum Corporation.

Actualmente se desempeña como Vicepresidente y Gerente General de la Refinería Lemont (Illinois), cargo que ocupa desde diciembre de 2022.

I. Carrera profesional

Su carrera en CITGO comenzó en 1980, y a lo largo de cuatro décadas ha liderado áreas clave como operaciones, mantenimiento, capacitación y desarrollo. Antes de su rol actual, fue Vicepresidente y Gerente General de la Refinería de Corpus Christi (Texas), y también ejerció como Vicepresidente de Refinación a nivel corporativo (2017-2018). 

II. Logros Operativos y Liderazgo Estratégico

Cristman ha impulsado iniciativas que combinan excelencia operativa con seguridad industrial: 

1.1 Bajo su dirección, la Refinería Lemont recibió el Premio a la Excelencia en Seguridad Química de CSX (2024) por quinto año consecutivo, destacando su compromiso con estándares de seguridad líderes en la industria. 

1.2  Integró el Grupo Asesor de Prácticas Operativas del American Petroleum Institute (API) durante una década, contribuyendo a mejores prácticas en refinación a nivel nacional. 

1.3 Fortaleció la colaboración interdepartamental mediante el Consejo CAER (Concientización Comunitaria y Respuesta a Emergencias), creado para coordinar protocolos con bomberos, policías y líderes locales.

Ing. Robny Jauregui

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Referencias

1.               Prnewswire (2022) CITGO Makes Leadership Appointments Recuperado de :  https://www.prnewswire.com/news-releases/citgo-makes-leadership-appointments-301708529.html

 

2.               Prnewswire (2017)  CITGO Board of Directors Appoints Interim Officers Recuperado de : https://www.prnewswire.com/news-releases/citgo-board-of-directors-appoints-interim-officers-300567305.html

 

 

jueves, 19 de junio de 2025

Ryan Vining - Gerente General de la Refinería Corpus Christi - CITGO

 

Una carrera profesional centrada en Lake Charles (1999-2024). Vining se unió a CITGO en 1999 como ingeniero de procesos en la refinería de Lake Charles (Louisiana), tras graduarse en Ingeniería Química por la Universidad Estatal de McNeese .  

I. Progresión de roles técnicos a directivos: 

1.1   Etapa inicial

Lideró áreas críticas como Gerente de Ingeniería de Procesos y Gerente de Área de Reformadores . 

1.2   Roles pre-Directivos:

Ascendió a Gerente de Ingeniería y Servicios Técnicos y luego a Gerente General de Operaciones, Mantenimiento y Confiabilidad (2021-2023), supervisando la eficiencia de toda la planta de Lake Charles

1.3 Filosofía de liderazgo

Su enfoque prioriza la estabilidad operativa, la gestión de riesgos técnicos y el desarrollo de equipos especializados, acumulando experiencia exclusiva en un solo complejo industrial antes de asumir la dirección en Corpus Christi

II Perfil Técnico y Enfoque Estratégico 

2.1 Experticia en ingeniería de refinación

Ha dirigido proyectos en unidades clave como reformadores catalíticos y sistemas de procesamiento de crudo, optimizando parámetros de eficiencia energética y seguridad. 

2.2 Integración de mantenimiento y confiabilidad

En su rol previo como Gerente General de Operaciones, implementó programas de monitoreo predictivo para reducir paradas no planificadas y mejorar la vida útil de los activos.

Ing. Robny Jauregui

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Referencias

Prnewswire (2023) Dennis Willig Appointed CITGO Vice President of Refining; Ryan Vining Appointed Vice President and General Manager Corpus Christi Refinery

Recuperado de : https://www.prnewswire.com/news-releases/dennis-willig-appointed-citgo-vice-president-of-refining-ryan-vining-appointed-vice-president-and-general-manager-corpus-christi-refinery-302019227.html

 ICN (2023) CITGO names Dennis Willig as VP – Refining. Ryan Vining appointed VP and GM Corpus Christi Refinery Recuperado de :

https://www.indianchemicalnews.com/people/citgo-names-dennis-willig-as-vp-refining-20023

 

viernes, 13 de junio de 2025

Responsabilidades del Gerente de una Refinería de petróleo.

 


Hoy presentamos una lista de 20 responsabilidades clave de un Gerente General en una refinería de petróleo:

1. Supervisión estratégica

   - Definir y ejecutar la estrategia general de la refinería en alineación con los objetivos corporativos.

2. Gestión operativa

   - Garantizar el funcionamiento eficiente de las unidades de producción, su mantenimiento y la logística necesaria.

3. Seguridad y cumplimiento

   - Asegurar el cumplimiento de normas de seguridad industrial y ambientales para minimizar riesgos.

4. Optimización de procesos

   - Implementar mejoras en eficiencia energética, calidad de productos, flexibilidad operacional y reducción de costos.

5. Control financiero

   - Administrar el presupuesto, monitorear costos operativos, manejo de los activos  y mejorar la rentabilidad.

6. Relación con proveedores

   - Negociar contratos de suministro de materias primas y garantizar una cadena de abastecimiento eficiente.

7. Gestión del talento

   - Supervisar el desarrollo profesional del personal y fomentar una cultura de seguridad, profesionalismo  y excelencia.

8. Innovación tecnológica

   - Integrar nuevas tecnologías en procesos de refinación y confiabilidad de equipos.

9. Coordinación con organismos reguladores

   - Representar a la empresa ante entidades gubernamentales y cumplir con regulaciones ambientales y fiscales.

10. Manejo de crisis

   - Responder eficazmente a emergencias operativas, ambientales o laborales.

11. Evaluación de desempeño

   - Analizar indicadores clave de producción, calidad y seguridad (KPI) para tomar decisiones estratégicas.

12. Desarrollo de mercados

   - Explorar oportunidades de negocio en el sector energético y petroquímico.

13. Relación con la comunidad

   - Gestionar el impacto social de la refinería y promover programas de responsabilidad social corporativa.

14. Coordinación interdepartamental

   - Facilitar la comunicación entre departamentos para optimizar la toma de decisiones.

15. Mantenimiento y Confiabilidad de Instalaciones y equipos

   - Asegurar programas efectivos de mantenimiento preventivo (Turnarround) y correctivo.

16. Gestión de costos energéticos

   - Reducir el consumo energético mediante proyectos de eficiencia y sostenibilidad.

17. Cumplimiento de normativas internacionales

   - Adaptar las operaciones a estándares globales de calidad y seguridad.

18. Evaluación de inversiones

   - Analizar oportunidades de inversión en infraestructura y expansión de capacidades productivas.

19. Gestión de riesgos

   - Identificar y mitigar riesgos financieros, operativos y ambientales.

20. Reporte a la alta dirección

   - Presentar informes periódicos con análisis de desempeño y propuestas estratégicas.

Esta lista cubre los principales aspectos de la gestión de una refinería de petróleo, la cual debe ser liderada por un gerente general que contribuya efectivamente en la continuidad operacional de la refinería de petróleo.

 

Ing. Robny Jauregui

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Referencias

1.     (2017) ANCAP Cargo: Gerente Refinación  Recuperado de :https://www.ancap.com.uy/innovaportal/file/158/1/gerente-refinacion.pdf

2.     (2024) Ecopetrol Refinería de Cartagena S.A.S. Organigrama – Responsabilidades – Directorio Recuperado de: https://www.refineriadecartagena.com.co/Estructura%20Organizacional%20Refiner%C3%ADa%20de%20Cartagena.pdf

3.     KPMG (S/F) Senior Manager, Refinery and Petrochemicals Recuperado de :https://assets.kpmg.com/content/dam/kpmg/gh/pdf/Senior%20Manager,%20Refineries%20and%20-%20Petrochemicals.pdf

4.     MEEI (2023) Petroleum operations director Recuperado de : https://www.energy.gov.tt/wp-content/uploads/2023/12/Job-Description-Petroleum-Operations-DIrector-POMD.pdf

5.     TRS(S/F)  Refinery General Manager  Recuperado de : https://www.trsstaffing.com/job/refinery-general-manager-in-middle-east-jid-25837

jueves, 12 de junio de 2025

El muro de contención de la COL de Maracaibo: Amenaza geotécnica.


Construido en los años 30 para contener el hundimiento del suelo causado por la explotación petrolera, el muro de la Costa Oriental del Lago de Maracaibo protegió durante décadas a poblaciones e industrias. Hoy, su abandono desde 2007 lo ha convertido en una bomba de tiempo geotécnica, poniendo en riesgo inminente a 100.000 habitantes y la infraestructura petrolera venezolana. 

I. Origen en la Era de las Concesionarias (1920s-1970s)

El muro de contención nació como respuesta al fenómeno de subsidencia (hundimiento del terreno) provocado por la explotación petrolera intensiva iniciada por la Royal Dutch Shell en la Costa Oriental del Lago (COL) a principios del siglo XX. Tras el descubrimiento del pozo Barroso 2 (1922), la extracción masiva de crudo compactó las capas subterráneas, causando un hundimiento acelerado de hasta 12 cm anuales. Para 1930, áreas como Lagunillas ya estaban hasta 7 metros bajo el nivel del lago, amenazando con inundar campos petroleros y poblados. 

En 1932, Shell inició la construcción del dique aplicando tecnología holandesa de control de aguas. La estructura original, de 48 km de longitud, protegía los campos de Tía Juana, Lagunillas y Bachaquero, consolidándose como una barrera vital para la industria y las comunidades. Su diseño inicial incluía planchas de concreto y tierra compactada, con capacidad para resistir sismos de hasta 7 grados Richter.

Figura 1. Zona de afectación en la COL

Luego se construyeron 103 km de Dique interior, 490 km de canales de drenaje que protegen los campos de inundaciones, y 34 estaciones de drenaje para desalojar las aguas de escurrimiento. Para 1986 se decretaron esos sitios afectados como Áreas de Acción Especial, según Resoluciones 40 y 263 del ex Ministerio de Desarrollo Urbano, y ambos instrumentos concebían sus eventuales reubicaciones en áreas urbanas. 

II. Mantenimiento por Maraven y PDVSA (1976-2000s)

Tras la nacionalización petrolera (1976), Maraven (filial de PDVSA) asumió el mantenimiento del muro con un enfoque técnico riguroso: 

2.1 Creó la Gerencia de Diques y Canales, encargada de monitoreo continuo, sistemas de drenaje (500 km de canales) y estaciones de bombeo. 

Figura 2. Gerencia de Diques y Drenajes dentro de Maraven  en la gerencia de Ingeniería y Desarrollo

2.2 Implementó comités de expertos con universidades (UCV, LUZ) para evaluaciones anuales y simulaciones de riesgos. 

2.3 Realizaba mediciones bianuales de subsidencia (desde 1924) para ajustar la infraestructura. En los 90, la tasa de hundimiento se redujo a 3 cm/año gracias a técnicas de inyección de agua en yacimientos. 

2.4 Inversión sostenida: PDVSA destinó recursos para reparaciones, pantallas anti-filtración y sistemas digitales de alerta temprana.

Para 1986 se decretaron esos sitios afectados como Áreas de Acción Especial, según Resoluciones 40 y 263 del ex Ministerio de Desarrollo Urbano, y ambos instrumentos concebían sus eventuales reubicaciones en áreas urbanas. 

En 1990 fue creado por Decreto Presidencial Nro. 908, el Plan de Contingencia de la Costa Oriental del Lago de Maracaibo-Plan COLM.  

En 1992 en PDVSA, coordinado por INTEVEP se desarrolló el proyecto: Riesgos sísmicos de las instalaciones de la IPPCN, igualmente la filial Maraven desarrolló el Plan de contingencia contra riesgos de inundación en la Costa Oriental del Lago de Maracaibo. (Plan COLM)

Este modelo evitó inundaciones catastróficas durante décadas y protegió a 100,000 habitantes y el 65% de la producción petrolera nacional. 

III.  Estado Actual: Abandono y Riesgo Inminente (2007-Presente)

Desde 2007, el mantenimiento del muro se ha deteriorado drásticamente: 

3.1 Sistemas inoperativos:

Los equipos de monitoreo sísmico y control de filtraciones están paralizados, aumentando el riesgo de colapso. 

3.2 Grietas y erosión:

La falta de reparaciones ha provocado fisuras en la estructura, acumulación de desechos industriales y saturación de poros que aceleran la licuefacción del suelo . 

3.3 Alerta técnica:

La Academia Nacional de Ingeniería y Hábitat advierte que un sismo de 4.5 Richter (común en la región) podría romper el dique, inundando la COL en menos de 20 minutos. 

IV. Impacto Social y Ambiental

4.1 Comunidades en peligro

El área posee una extensión aproximada a unas 11.300 hectáreas y con una población alrededor de 100.000 habitantes.

4.2 Fracaso en reubicaciones

Proyectos como la Ciudad Socialista Nueva Ojeda (anunciada en 2007) no se materializaron, dejando a la población vulnerable. 

4.3 Daño ecológico

Desechos petroleros acumulados en el muro contaminan el lago y obstruyen drenajes, agravando el riesgo de inundaciones. 

Conclusión: Una Bomba de Tiempo Geotécnica

El muro de la COL simboliza la paradoja de la riqueza petrolera venezolana: creado para contener los efectos de la explotación, hoy su abandono refleja la crisis de gestión en PDVSA. Urgen acciones como: 

1. Reactivar el monitoreo sísmico y geotécnico.

2. Plan de Contingencia activo. 

3. Limpiar desechos sólidos que debilitan la estructura. 

4. Reforzar el sistema con tecnología antilicuefacción. 

Sin inversión inmediata, un evento natural podría desencadenar una tragedia humana y ambiental irreversible, afectando el corazón petrolero de Venezuela. 

Ing. Robny Jauregui

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Referencias

1. (2010) ¿Estará PDVSA haciéndole mantenimiento al muro de Lagunillas? Recuperado de https://www.analitica.com/economia/estara-pdvsa-haciendole-mantenimiento-al-muro-de-lagunillas/

2. (2024) Muro de Contención de la COL en peligro por falta de mantenimiento. Exhortan a Pdvsa Recuperado de https://diarioelregionaldelzulia.com/muro-de-contencion-de-la-col-en-peligro-por-falta-de-mantenimiento-exhortan-a-pdvsa/

3. (2024) La Costa Oriental del Lago y el muro de contención Recuperado de: https://www.eluniversal.com/el-universal/197635/la-costa-oriental-del-lago-y-el-muro-de-contencion#google_vignette

4. (2024) Ingenieros advierten sobre riesgos en el muro de contención en la Costa Oriental del Lago. Recuperado de https://www.quepasa.com.ve/regionales/ingenieros-advierten-sobre-riesgos-en-el-muro-de-contencion-en-la-costa-oriental-del-lago/

5. (2024) Academia de Ingeniería advierte sobre riesgos en los diques de contención en la Costa Oriental del Lago de Maracaibo Recuperado de : https://www.elnacional.com/venezuela/academia-de-ingenieria-advierte-sobre-riesgos-en-los-diques-de-contencion-en-la-costa-oriental-del-lago-de-maracaibo/

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