Todo el proceso fue sometido a la aprobación del Congreso Nacional. Las fases de la Apertura fueron las siguientes:

Se trataba de campos cuya producción declinaba y en los cuales las inversiones para su reactivación no alcanzaban la tasa de retorno que aspiraba PDVSA.  Sin embargo, era posible aumentar su producción mediante técnicas de recuperación secundaria y terciaria.

Se realizaron tres rondas de negociación de Convenios Operativos. En las dos primeras 27 compañías ganaron licitaciones para explotar 15 campos marginales, en los que invirtieron $ 2.000 millones, aumentando las reservas probadas en 3.600 millones de barriles y elevando la producción en 450.000 b/d.

En 1997 tuvo lugar una 3ra ronda, en la cual las empresas ganadoras pagaron a la Nación 2.200 millones de dólares en bonos para explotar 28 áreas, donde se esperaba aumentar la producción en unos 500.000 b/d.

Las inversiones y el riesgo los asumían en su totalidad los contratistas; pero las reservas que descubrían y el petróleo que producían pertenecían a PDVSA, que les pagaba un “fee” por barril adicional producido.

Las licitaciones se transmitían por televisión para garantizar su transparencia. Las Bases Mínimas de Negociación habían sido aprobadas por el Congreso.

En 1995 el Congreso Nacional autorizó a PDVSA la realización de Acuerdos de Utilidades Compartidas para la exploración y desarrollo de 10 bloques para ubicar crudos livianos y medianos. Se trataba de yacimientos de alto riesgo a grandes profundidades.

Ganaba la licitación la empresa que ofreciese al Estado la mayor participación en las utilidades. El inversionista privado realizaba el 100% de las inversiones y asumía el 100% del riesgo. PDVSA tenía la opción de participar hasta en un 35% del negocio una vez completada la fase exploratoria.

De producirse un empate en las licitaciones, el bloque se asignaba a la empresa que ofreciese un mayor bono en efectivo. Por este concepto PDVSA recibió un total de $ 245 millones. Se asignaron 8 bloques a 14 compañías.

Se aplicaron en la Faja del Orinoco y en el proyecto Cristóbal Colón para gas natural “no asociado”.

En el caso de la Faja del Orinoco el objetivo era desarrollar tecnologías para explotar las grandes reservas de crudos extra pesados de la Faja a fin de transformarlos en crudos sintéticos de alto valor en los mercados.

Para atraer a los inversionistas se rebajó la regalía hasta el 1% durante los primeros 9 años. Pero si  la explotación comercial se iniciaba antes,  la regalía volvía de inmediato al 16 2/3% usual.

El Congreso Nacional autorizó 4 Asociaciones Estratégicas en la Faja del Orinoco para la explotación y mejoramiento de las reservas de crudo extra pesado con una gravedad de 9 grados API. Posteriormente revisó los contratos una vez suscritos y los ratificó.

Las Asociaciones Estratégicas comprendían grandes plantas de mejoramiento de crudo ubicadas en Jose (Estado Anzoátegui). Fueron:

PETROZUATA en Asociación con Conoco, para producir 120.000 b/d que se transformarían en crudos sintéticos de 20 a 23 grados API.

SINCOR en asociación con Total, Stat Oil y Norsk Hidro para producir y transformar 180.000 b/d en crudos sintéticos de 30 a 32 grados API.

HAMACA en asociación con ARCO, Texaco y Phillips con una producción de 165.000 b/d que se transformarían en crudos sintéticos de 27 grados API.

CERRO NEGRO en asociación con Mobil cuya producción se procesaría inicialmente en Jose mejorándolos hasta 15 grados API, completándose el proceso en la refinería de Chalmette en Louisiana, perteneciente en un 50% a CITGO (filial de PDVSA) y un 50% a Mobil.

En conjunto las 4 asociaciones implicaban inversiones de unos $ 13.000 millones. Gracias a ellas la Faja Petrolífera del Orinoco dejó de ser una vasta acumulación de crudos extra pesados no comercializables y cargados de azufre y vanadio, convirtiendo a Venezuela en el país con las mayores reservas de petróleo económicamente explotables del mundo.

La otra Asociación Estratégica era el proyecto Cristóbal Colón, en asociación con Exxon, Shell y Mitsubishi para explotar las inmensas reservas de gas libre “no asociado” al norte de la Península de Paria, con una inversión proyectada de $ 4.900 millones y una producción estimada de 860 millones de pies cúbicos de gas.

En conjunto la inversión prevista en la Apertura Petrolera era de unos 65.000 millones de dólares, estimándose que la producción petrolera del país podría elevarse hasta 5,5 millones de barriles diarios.

Sin embargo, el destino le deparó al país una suerte diferente. En diciembre de 1998 gana las elecciones el comandante Hugo Chávez. Pidió de inmediato a la Corte Suprema de Justicia que anulara la Apertura. La Corte, en ponencia de Cecilia Sosa, lo negó por cuanto se habían cumplido todos los extremos legales. Después se produjo el paro petrolero (provocado por el propio Chávez, según el mismo lo confesó ante el Congreso). Se despidió al 50% del personal de PDVSA que en conjunto acumulaba 300.000 años de experiencia y conocimiento.

A pesar de los inmensos ingresos que se lograron en los años siguientes gracias al aumento de los precios del petróleo, PDVSA es hoy una empresa enferma, politizada y endeudada. El brutal déficit en su flujo de caja lo cubre el BCV mediante auxilios financieros.

Al informar sobre los Agregados Monetarios, el Banco Central señala que al 23/12/16 el 88% de la Base Monetaria del país, o sea, 4,5 billones de bolívares,  se origina en “financiamientos a empresa petrolera”. Tan descomunal cifra equivale a 42 veces el monto de la Reservas Internacionales de Venezuela.

Tales datos llevan a la triste conclusión de que PDVSA, que tanto había aportado a Venezuela, se ha transformado hoy en la principal causa de que Venezuela padezca la inflación más alta del mundo. Lejos de producir 5,5 millones de b/d el país apenas produce algo más de 2 millones. Es el resultado de la mala administración y el cambio de condiciones impuesto por la revolución que frustró buena parte de las inversiones y llevó a  la PDVSA “roja rojita” a varios arbitrajes internacionales que ha venido perdiendo sistemáticamente.