Por: Nelson Hernández
En
Venezuela, históricamente, la producción de gas ha estado supeditada a la
producción de petróleo, lo cual ha limitado el desarrollo de la industria
gasífera venezolana, al no tener volúmenes disponibles en calidad y a tiempo.
Para superar este escollo, a partir del año 1995, en los planes de PDVSA se
inicia la inclusión del desarrollo del gas no asociado. Lo cual culmina con la Ley
de Hidrocarburos Gaseosos (LHG) (1999), su Reglamento
(2000), el Otorgamiento de las Licencias de Gas (2000)[1] y la Creación
del Campo Gasífero Anaco (2000).
En
lo concerniente a las Licencias de Gas, solo 5 de las 19 concedidas están en producción.
La correspondiente al Campo Cardón IV (Perla), actualmente es la de mayor producción
con 495 MPCD en el 2022, de un total de 680 MPCD de gas no asociado[2].
Ahora
bien, en el Reglamento de la LHG, se establece la definición de gas no asociado:
Es el gas natural que se encuentra en
forma gaseosa en los yacimientos y no está asociado a cantidades significativas
de petróleo o condensado.
Pero
esta definición dejo ambigua la condición “cantidades significativas”, por lo
que fue necesario acudir a una
definición energética, que relaciona la energía total producida por el
yacimiento, campo o pozo. Si la energía de gas es más alta que la de petróleo
es un yacimiento, campo o pozo de gas, por lo cual se le aplica la LHG. Pero
aun así, existía cierta incertidumbre
por lo que se definió un límite de la relación gas – petróleo de 15000 PC/B y/o
un contenido limite de C7+ de 5 %.
Muchos campos de Anaco se explotaban bajo la Ley Orgánica de Hidrocarburos, lo cual dificultaba su desarrollo, básicamente por razones fiscales y económicas. Una vez que se establecen las condiciones arriba señaladas, permiten que esos campos puedan ser explotados bajo la LHG. Es así como nace el Campo Gasífero Anaco.
En
el plan de PDVSA del año 1999, aparece por primera vez el desarrollo del gas de Anaco, denominado
“Proyecto Gas Anaco”.
El Objetivo del proyecto es el de construir la infraestructura requerida en el Distrito Anaco para manejar su producción actual y crecimiento hasta 2400 MPCD y 35 kBD de crudo liviano en forma confiable, segura y a menor costo operacional, a fin de satisfacer las necesidades de gas del Mercado Interno y de las Plantas de Extracción de LGN, en un horizonte de 20 años.
La
grafica anterior muestra el plan de producción de gas y las cifras reales para
el periodo 2000 – 2021. Como se ve, el plan nunca fue cumplido. Es de señalar
que los recursos (financieros, tecnológicos y F-H) para ejecutar el proyecto
estaban presupuestados en el plan hasta el año 2005, fecha de conclusión del
proyecto.
Tanto
el plan como la producción real coinciden en presentar un máximo en el año
2007. Pero con una gran diferencia en el volumen de 738 MPCD, ya que la
producción real se situó en 1687 MPCD y el plan indicaba 2425 MPCD.
A
partir de ese año, el gap (separación) se va acentuando hasta alcanzar en el
2021 una diferencia de 1175 MPCD entre la producción real (425 MPCD) y el plan (1600 MPCD)
Son
varios los factores que han influido en el incumplimiento del plan de
desarrollo del campo gasífero Anaco. Entre estos, están:
- En
el 2000, paralización por parte del gobierno de los planes de PDVSA y
PDVSA Gas para su reestructuración y redimensionamiento
- Aplicación
de políticas públicas no acordes con la tendencia mundial del sector
hidrocarburos
- Dejar
a un lado la LHG
- En
el 2009, la estatización de los servicios a la industria petrolera
mediante la ley que Reserva
al Estado Bienes y Servicios Conexos a las Actividades Primarias de
Hidrocarburos
- Mala
praxis operativa en el desinfle de los yacimientos
Ahora
bien, por incumplimiento del plan de desarrollo del campo gasífero Anaco, en el
periodo 2000 – 2021,
- Se
han dejado de producir 7.5 TPC (Tera pies cúbicos) de gas, volumen 1.8
veces mayor que las reservas del campo Dragón en costa afuera.
- No
se produjeron 16 kBD de crudo livianos. Hoy tan necesarios y vitales para
producir crudo mejorado de la Faja, vía mezcla, Con ese volumen se pueden
producir unos 53 kBD de crudo Merey
16.
- No
se produjeron 48 kBD de LGN, necesarios para satisfacer la demanda de GLP
en el sector domestico y de C3+ en el sector petroquímico.
En conclusión, recursos gasíferos que no fueron
aprovechados. La pregunta clave es: Se puede revertir el daño ocasionado a los
yacimientos?. Si la respuesta es no,
entonces son recursos que se perdieron.
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