“El Zulia estaría en déficit de gas si Venezuela le exporta a Colombia”

Andrés Rojas Jiménez / Alexander Uzcátegui

El estado Zulia es la referencia del petróleo en Venezuela, pero en la actualidad su producción está por el orden de 3% del pico que llego a alcanzar y desde el mundo empresarial, gremial y académico surgen propuestas que intentan reactivar el sector de los hidrocarburos, pero más enfocado al gas natural, que se considera el hidrocarburo más limpio y por tanto el de la transición energética hacia una matriz menos contaminante.
El ingeniero Cesar David Parra, al frente de la empresa Diseño Ingeniería y Construcción (DICCA) tras culminar su gestión como presidente de la Cámara Petrolera de Venezuela-Capitulo Zulia continua con sus propuestas para impulsar sobre todo la producción gasífera y poder exportar hacia Colombia.

- ¿Qué posibilidades hay de recuperación de la producción petrolera en el estado Zulia?

-La cuenta occidental del lago de Maracaibo cuenta con unas reservas probadas de petróleo de calidad y cantidad y más aun de gas rico, sobre todo porque cuando se ve lo que es la matriz energética mundial y el contexto geopolítico vemos que el gas natural pasa a ser una prioridad frente al invierno en el hemisferio norte y frente a múltiples razones de la situación actual. Parte de las soluciones que hemos planteado es entender que Venezuela ya no es un país petrolero, sino que definitivamente es una nación con petróleo, y más aun luego de más de 100 años de historia petrolera nosotros en el Zulia tenemos los yacimientos maduros que desde el punto de vista de hidrocarburos tienen más componente de gas natural que de líquidos asociados. Por tanto, la industria en el occidente del país se pudiera reinventar y plantearse desde una industria gasífera con líquidos asociados. Esa sería mi propuesta dentro del contexto de la realidad en la que el gas -el cual fue declarado por Naciones Unidas como energía verde y que no puede ser sancionado por nadie- para a ser una realidad para que nuestra industria pueda salir adelante.

- ¿Que perspectivas hay si el gobierno de Estados Unidos flexibiliza las sanciones contra PDVSA, sobre todo en el caso de la empresa Chevron, para que recupere la actividad de la empresa mixta Petro Boscán?

-El campo Boscán hoy está en cero producción porque es un tipo de crudo asfaldeno, es decir, pesado con un mercado muy limitado; y, además, la capacidad de almacenamiento es limitada y no se permite hacer la rotación de inventarios y mantener el campo operando. Podría llegar a 110.000 barriles diarios de producción con toda la inversión que ha hecho y podría hacer el socio B (Chevron) en ese campo.

- ¿Y en cuanto esta la producción de todo el estado o región?

-Estamos en una producción promedio entre 96.000 y 100.000 barriles diarios. Esa es nuestra producción diaria. Es un volumen que contrasta con lo que llego a producir que alcanzo 3 millones de barriles día. Tenemos mucha segregación y muchos campos que están en cero como es el caso de Boscán.

-¿Cuándo habla de reservas, cuanto serian recuperables?

-Siempre se hablo de petróleo con gas asociado, pero de esta forma disruptiva que estamos planteando ahora debemos hablar de gas rico con líquidos asociados. Tenemos reservas probadas de alrededor de 35 trillones de pies cúbicos de gas rico y de líquidos asociados o petróleo aun en el subsuelo se cuentan con alrededor de 19.000 millones de barriles, de las cuales 52% de esas reservas es petróleo mediano y liviano, que es la dieta con la cual se construyeron las refinerías de Amuay y Cardón, que conforman el Centro de Refinación de Paraguaná, y fue la premisa que se tomó para construir todas las refinerías del golfo de Estados Unidos.

-PDVSA asumió el control accionario y la totalidad de las operaciones de la compañía Petro Zamora. ¿Cuál es el papel que tiene esa empresa mixta en esa producción del estado Zulia?

-De los 100.000 barriles diarios de producción de la región, Petro Zamora está aportando entre 22.000 y 23.000 barriles diarios.

- ¿Aun después que PDVSA asumió el control?

-Si. Petro Zamora llego a ser la empresa mixta que más producía en todo el país porque alcanzo los 327.000 barriles diarios, pero al momento que PDVSA decide tomar el control de la operación ya se había iniciado una desinversión y se había comenzado a cerrar producción.

-A propósito del restablecimiento de relaciones diplomáticas y comerciales con Colombia, se ha planteado a la posibilidad de reactivar la operación del gasoducto Antonio Ricaurte y con ello las exportaciones de gas natural. ¿Venezuela podría comenzar a suministrar gas a Colombia?

-Yo fui gerente del tramo B del gasoducto, tanto del lado venezolano como colombiano, y conozco las premisas del diseño. Lo que estaba planteado era que se iba a traer gas desde Punta Ballenas, que lo opera Chevron, hasta el Zulia por cinco años y luego que se tuviera la interconexión centro occidental en Venezuela, llamado el proyecto ICO, se traería el gas desde oriente y luego se enviaría gas metano hacia Colombia.

- ¿Qué ha pasado?

-ICO no se ha podido completar y no se ha podido llegar con los volúmenes e incluso teniendo nosotros en el Zulia una producción petrolera tan baja sin gas asociado, en la región se necesitan diariamente 300 millones de pies cúbicos que nos llega del proyecto Cardón IV. Estamos frente a una situación en la que tenemos el mundo al revés.

- ¿Por qué?

-Porque el Zulia depende del gas de costa afuera de Cardón IV cuando lo natural seria que desde nuestra región enviáramos petróleo y gas hacia Paraguaná en el estado Falcon. Por tanto, mientras no se tengan los volúmenes ni la producción, dentro de lo que es la propuesta disruptiva y modular que estamos haciendo, resulta difícil exportar a Colombia. Por ejemplo, nosotros tenemos el caso de la empresa mixta Petro wayuu, que tiene los campos La Concepción y Mara La Paz. Ambos tienen un potencial de producción de gas en una relación de dos veces gas sobre líquidos y allí se pudiera plantear que pueda atender la demanda de la costa Atlántica colombiana vía tractomula como parte de un intercambio diario y eso es posible, pero requiere voluntad política.

- ¿Habría posibilidad de que ese gas que suministra Cardón IV también sea exportado a Colombia?

-No.

- ¿Por qué?

-Porque Cardón IV tiene dos pozos y solo opera con uno a la vez y su capacidad de producción está en 450 millones de pies cúbicos día, de los cuales hoy 150.000 millones se están quedando en el Complejo de Refinación de Paraguaná para su operación natural y están enviando al Zulia entre 270 millones y 300 millones de pies cúbicos día, que se utilizan para mantener la operación de las plantas de generación eléctrica Termo zulia y todo lo que es la red domestica e industrial de la región. 

- ¿Eso quiere decir que no hay posibilidad de exportar gas natural a Colombia?

-Si se prende una turbina adicional de Termozulia y Venezuela le exporta gas a Colombia en el Zulia estaríamos en déficit porque no tenemos suficiente.

-En el Zulia continúan las fallas eléctricas. ¿Es insuficiente para cubrir la demanda eléctrica y esa situación afecta también a la producción petrolera?

-En el caso de la actividad petrolera, el nivel de producción diferida, como se llama a la que se ve afectada por fallas en servicios como el eléctrico, no llega a 3% del total y debo decir que el sistema eléctrico muestra mayor estabilidad con una generación y autonomía más o menos de 1.200 megavatios que como dije dependen del gas de Cardón IV. Eso quiere decir que somos vulnerables y no se tiene autonomía porque no se utiliza el gas asociado y se tiene una dependencia que no nos garantiza el suministro. Por tanto, si hay una falla en Cardón IV se tendrían que parar los equipos de Termo zulia. La situación ha venido mejorando y normalizando. Nosotros afrontábamos cargas de entre cuatro y ocho horas al día y ya eso no está ocurriendo.