SUPERBIGOTE, asumo que ya Tú conoces algo de las Arenas Petrolíferas de Canadá (Oil Sands). Pero, hay otro algo, que necesitas conocer, que no te han informado, y que tendrían efectos negativos si los técnicos de PDVSA, mas bien, digo las Trasnacionales, convencen a Kara Zor-El Rodríguez, de que se apliquen en La Faja Petrolífera del Orinoco. ¡Tu sabes que Ella ha estado flojita, aprobando, todo lo que le lleven sobre Petróleo y/o Gas! Para muestras, solo por mencionar dos: Uno, el regalo del Campo de Gas Lorán a la BP, del Reino Unido y el Segundo regalo, el Bloque Ayacucho 7, de La Faja, a la Chevron. ¿O no?

SUPERBIGOTE, seré breve y te enumeraré los aspectos exitosos de las Arenas Petrolíferas de Canadá y que serían, POR EL CONTRARIO, UN COMPLETO DESASTRE SI SE APLICARAN EN LA FAJA PETROLÍFERA DEL ORINOCO, como está sucediendo:

Las Arenas Petrolíferas de Canadá basan la producción, de más de 3,6 millones de barriles al día, en un ESQUEMA DE DILUCIÓN DEL BITUMEN que producen de las MINAS A CIELO ABIERTO y de los métodos "In Situ (IAV, SAGD, etc)."

SUPERBIGOTE, las mezclas resultantes, con el BITUMEN, originan los diferentes tipos del petróleo típico de Canadá llamados, genéricamente "Western Canadian Select (WCS)". Este WCS se logra mezclando el Bitumen con Diluyente y llaman la mezcla DILBIT. Este diluyente, del cual Canadá tiene en cantidades apreciables y, también, lo importa desde Estados Unidos, está compuesto por petróleos livianos, petróleos sintéticos y/o condensados. Otro tipo de mezcla es llamado SYNBIT, el cual es producto de la mezcla del Bitumen con el Petróleo Sintético que se obtiene del mejoramiento, de parte, del Bitumen que se produce de las Arenas Petrolíferas de Canadá. Se estima alrededor de un millón de barriles por día de petróleo sintético que se obtiene de seis mejoradores que operan en Alberta, Canadá.

SUPERBIGOTE, ¿Por qué digo que en La Faja

No debe aplicarse la DILUCIÓN a gran escala? Por dos razones: Una, No tenemos fuentes en magnitudes considerables, de DILUYENTES, por lo que hemos estado importándolo en detrimento de Nuestro Negocio Petrolero y Dos, tampoco, tenemos mejoradores que estén produciendo petróleos sintéticos de más de 32 grados API. Los 4 mejoradores que tenemos, no solo están lejos de estar produciendo los petróleos sintéticos para los que fueron diseñados, ni mucho menos para producir el petróleo sintético que se necesita para obtener mezclas – tipo Merey 16- con el Extrapesado, de La Faja, de menos de 10 grados API, que pudieran satisfacer a determinados clientes.

SUPERBIGOTE, en más de un Artículo he reiterado que el negocio más rentable, para quienes lo manejan, pero no para Venezuela, es EL NEGOCIO DEL DILUYENTE. Me explico, recuerda que Nosotros no tenemos fuentes de DILUYENTES lo que nos obliga a salir a comprarlo en el mercado. Entonces, si en la estructura de costos de producción de un barril del petróleo Tipo Merey 16 el elemento mas costoso, alrededor del 30 por ciento o más, es el DILUYENTE, dime, por favor, ¿Quién se beneficia de ese elemento? Por supuesto, los que venden DILUYENTE CARO Y LOS QUE LO COMPRAN BARATO EN EL MEREY 16. ¿ENTIENDEN ESTO? SI NO LO ENTIENDEN ¡AL INTERESADO SE LO PUEDO EXPLICAR!

SUPERBIGOTE, sin duda, el diluir el Petróleo Extrapesado de La Faja funciona, pero el hecho de que funcione no significa que sea el que mas conviene. Por esto es que en Venezuela siguen copiando a Canadá tratando de que el método que se usa en las Arenas Petrolíferas se siga aplicando en Venezuela como lo es, reitero. LA DILUCIÓN DEL BITUMEN, del cual, repito, SE BENEFICIAN OTROS. ¡De esto he hablado, en abundancia, en otros Artículos!

SUPERBIGOTE, así como llamo la atención de que no se use la DILUCIÓN, en La Faja, también recomiendo, DE MANERA GENÉRICA, el o (los) método(s) que tendrán que usarse en el futuro y SON AQUELLOS QUE MEJOREN EL PETRÓLEO EXTRAPESADO EN EL MISMO YACIMIENTO. Así que, SUPERBIGOTE, haz llegar esta recomendación, sobre todo, a las TRASNACIONALES quienes son los verdaderos operadores y "DUEÑOS" de LA FAJA y que, a la larga, es lo que puede producir mayores ganancias, en dinero, para Venezuela. SUPERBIGOTE, Los Chinos, los Rusos y los Gringos conocen los métodos de Mejoramiento en el Yacimiento. Por esto, se les debe "obligar", en el mejor sentido, a que los apliquen en La Faja.

SUPERBIGOTE, como método de producción, de mayor uso y de mucho éxito, en Las Arenas Petrolíferas de Canadá, es el "STEAM ASSISTED GRAVITY DRAINAGE (SAGD)". Así como la DILUCIÓN es el método que se ha estado imponiendo, ERRÓNEAMENTE –en la mente de algunos- En Venezuela, sin tener fuentes de DILUYENTES, hay unas ¿MENTES BRILLANTES? que dicen que es el SAGD el método que se debe usar en LA FAJA. Pero lo que no saben, estas mentes, o se hacen los pende.., es que, en Canadá, EL BITUMEN que explotan es inmóvil en el yacimiento y ha sido el SAGD, el método de mayor uso para hacerlo, EXITOSAMENTE, movible (más de 1,6 millones de barriles por día) y producir, como dije mas arriba, los más de 3,6 millones de barriles por día de LAS ARENAS PETROLÍFERAS. También, los mismos "expertos nuestros", u otros que salgan por ahí, dirán que es la Inyección de Vapor en sus variantes más importantes como lo son la Inyección (IAV) o la Inyección Contínua (ICV). Pero a Ellos, también, se les olvida que aún cuando en Canadá han sido exitosos, aquí en Venezuela, aplicándolos en LA FAJA, también, necesitaríamos DILUYENTE, PORQUE DESPUÉS QUE SE ENFRÍE EL EXTRAPESADO, LO NECESITARÍAMOS PARA OBTENER EL TIPO MEREY 16, SI ESE PETRÓLEO SIGUIERA SIENDO EL OBJETIVO.

SUPERBIGOTE, si también se usara uno o los dos métodos, IAV y/o ICV, tampoco, serían exitosos, comercialmente, en LA FAJA, Por eso, REPITO, lo que hace falta en LA FAJA es un método de producción que mejore el EXTRAPESADO en el Yacimiento. ¿SE ENTIENDE? Si no se entiende, COÑO, obliguen a la Chevron, a la ENI y a los Rusos, repito, que apliquen una tecnología para mejorar el EXTRAPESADO en La Faja, o que las Inventen.

SUPERBIGOTE, ya te dije que la Explotación de Las Arenas Petrolíferas de Canadá ha sido uno de los proyectos, mas exitoso del mundo petrolero para recuperar Bitumen y convertirlo tantos en mezclas comerciales como para producir subproductos comerciales con su REFINACIÓN. Por eso, a continuación, te voy a presentar un informe de los aspectos mas importantes relacionados con Las Arenas Petrolíferas de Canadá y verás el porqué sus técnicas no son aplicables en La Faja:

Nota: lo que sigue ha sido preparado, mayormente, por una de las Inteligencias Artificiales disponibles en internet como DEEPSEEK.

La expresión Oil Sands y Arenas Petrolíferas de Canadá, en este informe, tienenel mismo significado.

Resumen sobre lo que son las Arenas Petrolíferas de Canadá

Las Arenas Petrolíferas de Canadá (Oil Sands) representan el 97% de las reservas probadas de petróleo del país y constituyen la cuarta reserva más grande del mundo, con aproximadamente 163 mil millones de barriles. La producción alcanzó un récord de 3.5 millones de barriles diarios (b/d) en 2025, y se prevé que supere los 3.9 millones b/d para 2030. La producción se divide en métodos in situ (el 80% de las reservas) y minería a cielo abierto (20% restante), representando el primero más del 50% de la producción total y en aumento. Los costos de producción se han optimizado significativamente, con un punto de equilibrio promedio en US$27 por barril en 2025 y costos operativos líderes de US$15.46 por barril de crudo sintético (SCO).

La mezcla Western Canadian Select (WCS) requiere aproximadamente 35% de diluyente por barril del bitumen, con una demanda nacional de diluyente de ~570,000 b/d y una importación desde Estados Unidos de ~290,000 b/d, creando una interdependencia energética crítica. El mercado preferencial de WCS sigue siendo Estados Unidos, que importa casi 4 millones de barriles diarios de crudo canadiense, con refinerías del Medio Oeste que dependen en un 72% de este suministro.

El sector está dominado por Canadian Natural Resources (CNRL), Cenovus Energy, Suncor Energy e Imperial Oil, que representan el 80% de la producción y son 73% de propiedad extranjera (60% estadounidense). La inversión anual del sector ha disminuido de ~$80 mil millones en 2014 a ~$30 mil millones actualmente. La provincia de Alberta depende de las regalías de recursos no renovables para más del 25% de su presupuesto, esperando recaudar $20.3 mil millones en el año fiscal actual. La comparación con la **Faja Petrolífera del Orinoco** revela similitudes en el tipo de crudo, pero ventajas competitivas canadienses en estabilidad política, costos de producción más bajos (US$27 vs US$80 /barril) y mejor acceso a mercados.

Las Arenas Petrolíferas de Canadá, ubicadas, principalmente, en la provincia de Alberta, constituyen uno de los depósitos de hidrocarburos no convencionales más importantes del mundo. Este informe técnico proporciona un análisis detallado de todos los aspectos relevantes de esta industria, desde sus reservas y métodos de producción hasta su estructura de costos, impacto fiscal y posición en los mercados globales. La información presentada se basa en datos actualizados hasta 2025-2026, ofreciendo una visión integral de un sector que es fundamental para la economía canadiense y la seguridad energética norteamericana.

¿Qué son las Oil Sands?

Las Arenas Petrolíferas (Oil Sands) son una mezcla natural de arena, arcilla, agua y bitumen, una forma de petróleo crudo extremadamente viscosa que no fluye naturalmente a temperaturas ambiente. A diferencia del petróleo convencional, el bitumen requiere métodos especializados de extracción debido a su alta densidad y viscosidad. En Canadá, particularmente en Alberta, las Oil Sands representan el 97% de las reservas probadas de petróleo del........

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