“En el Zulia tenemos las facilidades de producción petrolera, pero no contamos con los megavatios”

Andrés Rojas Jiménez

Ya se cuenta con la reforma de la Ley Orgánica de Hidrocarburos de Venezuela, la cual abre espacios para mayor participación privada y con una mejor carga fiscal, pero ahora el desafío para la región símbolo de la producción petrolera del país como es el Zulia está en solventar dos problemas: las fallas eléctricas y el dragado del lago de Maracaibo.
Estos son los dos aspectos que ahora deben ser prioritarios para incrementar producción, de acuerdo a la exposición hecha por el ingeniero César David Parra. Zuliano nacido en zona petrolera, se desempeña como consultor en proyectos para el sector de hidrocarburos y fue presidente de la Cámara Petrolera de Venezuela-Capítulo Zulia.

-¿La reforma de la Ley Orgánica de Hidrocarburos, aprobada por la Asamblea Nacional a fines de enero, permite la recuperación de la producción en el estado Zulia?

-Sin lugar a dudas. Claro que sí porque en su disposición de derogatoria única, lo primero que vemos es que se deroga la Ley que reservó al Estado los servicios conexos a las Actividades Primarias de Hidrocarburos de mayo del 2009.

-¿Es la ley que estatizó todos los servicios petroleros de la costa oriental y de compresión gas también en el estado Monagas?

-Correcto. Fue en mayo del 2009 cuando se estatizaron todos los bienes y servicios conexos y perdimos alrededor de un millón de barriles diarios de producción.

-Han pasado casi 18 años de esa medida, ¿consideras que podrían reactivarse esas contratistas? ¿Serían nuevas contratistas?

-El horizonte o potencial de producción sigue estando en los yacimientos. El occidente está produciendo alrededor de 342.000 barriles diarios. Entre las empresas mixtas y los CPP (Contratos de Participación Productiva), que también en la nueva reforma se les da ahora toda la legalidad absoluta con el nombre de Contratos para el Desarrollo de Actividades Primarias, producen 278.000 barriles mientras que PDVSA por esfuerzo propio está produciendo 64.000 barriles. Lo que quiero con cifras es demostrar que lo pragmático y la orientación de la reforma de la ley hacia un operador que sea eficiente, hacia un modelo donde el privado sea el que invierta 100%, el Estado no vuelve a invertir, pero ese privado va a estar 100% fiscalizado, y eso se sustenta en estas cifras. Hoy en la práctica hay eficiencias donde está ese operador privado y del total de producción en el occidente, 118.000 barriles lo está aportando sólo una operadora que se llama Chevron. ¿Qué dice eso? Que sí es posible volver a los niveles de producción cuando se tiene un marco legal y las condiciones para que el sector de servicios conexos pueda trabajar sin ningún tipo de amenazas en la actividad primaria.

-¿Mayoritariamente esa producción petrolera del occidente de Venezuela corresponde a Chevron o también está la de Petro Zamora?

-En el occidente arrancamos el siglo XXI con una producción de 1,4 millones de barriles diarios y la curva fue bajando por múltiples razones, pero hoy tenemos que decir que vamos creciendo. Repsol y Chevron han mantenido sus espacios con producción confiable, haciendo las inversiones y manteniendo las operaciones. De los 342.000 barriles diarios de producción de occidente, el lago de Maracaibo está produciendo 72.000 barriles, donde se llegó a producir más de millón y medio. En la costa occidental produce 114.000 barriles diarios, de los cuales 110.000 barriles corresponden sólo al Campo Boscán donde opera Chevron; y mientras que la costa oriental tiene 99.500 barriles diarios que es un CPP, que están operando los campos Lagunillas, Bachaquero y Cabimas, mientras que el Distrito Sur del lago, en el estado Trujillo, está compuesto por Barua-Motatán y lo que llaman coloquialmente Tomoporo, donde opera por Repsol.
Las cifras lo dicen que más o menos 81% u 82% de la producción de occidente la tiene una empresa de servicios conexos, que hace sus inversiones al 100%, administra sus recursos e incluso dirige la operación.

-¿Qué otras áreas en el occidente del país o en el estado de Zulia podrían desarrollarse con esta reforma?

-Hay que ver cuál es nuestra producción diferida y dónde está. Los pozos, que son los que segregan o los que se drenan de crudos, están divididos en categoría. En este momento, en la categoría 1 los que están segregando o generando barriles están asociados a unos 3.901 pozos, de los cuales 3.270 hoy operan entre los socios B de las empresas mixtas y los CPP. PDVSA solo está operando en 631 pozos. Los están en la categoría 2 están inactivos, pero con producción inmediata.

-¿Qué significa eso?

-Que necesitan un pequeño esfuerzo. Antes del 2009, lo hacía el sector privado a diario, o sea, todos los días los 365 días y en tres turnos para que no entraran en diferido. En esa categoría 2 en toda la división, hay 5.937 pozos que tendrían una producción de 347.000 barriles diarios asociados y esto sin irnos a los que están en la categoría 3, que están inactivos y que requieren una intervención mayor. Entrando en reactivar los pozos de categoría 2 y categoría 3, pudiéramos estar sumando 650.000 barriles diarios a la división o más o menos 700.000 barriles. Pero, eso no es posible si nosotros no pasamos a entender que tenemos unos obstáculos críticos y unas barreras que superar.

El desafío eléctrico

-¿En cuánto tiempo es factible ese incremento de producción?

-En la División occidente, en el estado Zulia, para encender 5.937 pozos adicionales se necesitan megavatios, y es un factor transversal en todo nuestro país. ¿Con qué encendemos? Tenemos todos los pozos y todas las facilidades de producción, pero no contamos con todos los megavatios. El mayor reto de todos los que queramos participar es cómo generar megavatios de forma local, porque seguir dependiendo de Guri y de una transmisión no nos va a ser eficiente ni suficiente. Tenemos que presentar proyectos de generación de megavatios locales y mi propuesta siempre ha sido modular y muy específica hacia las regiones.
Ya que ahora solucionamos el problema legal, podemos entrar a trabajar; pero nada hacemos con reactivar el pozo si no tenemos los megavatios para encender.

-¿Quieres decir que la parte legal era un pilar y el otro es el tema eléctrico?¿Qué opciones hay tomando en cuenta que hubo una estatización también del sector eléctrico?¿Cabría entonces que lo mismo que se está hizo con la reforma de la Ley Hidrocarburos se haga con la Ley del Sector Eléctrico?

-Claro, mientras eso se da -que está en la agenda, lo aplaudo, y debe ser así- debemos generar electricidad en lo local para producir de manera inmediata y entonces ahí el gas pasa a ser medular porque para poder generar megavatios en ciclos combinados o en plantas, pero hoy en occidente tenemos una red no mantenida con problemas serios de transporte de crudo y de gas; y no contamos con el gas asociado recogido. Hoy dependemos del suministro de Cardón 4.

-¿Cuánto gas está llegando al Zulia de Cardón IV?

-Todos los días nos llegan 300 millones de pies cúbicos con los cuales encendemos nuestros ciclos combinados de las plantas de Termozulia e incluso hasta PDVSA se sirve de ese gas. Entonces, aquí debemos trabajar el tema del gas como prioritario, de la mano con la generación de megavatios, porque si no atendemos los yacimientos de gas libre que existen en el occidente para poder tener gas de manera independiente y generar modularmente 50 o 100 megavatios para encender los motores y la cantidad de pozos que acabo de mencionar entraremos en un ciclo bastante complicado.

-Entiendo que parte del problema eléctrico y la falta de gas que tienen las plantas térmicas en el Zulia se ha ido solventando con ese gas que proviene de Cardón 4.

-Eso es así, pero en el pasado la industria petrolera siempre tuvo su generación eléctrica independiente, es decir, plantas de generación solo para la industria petrolera separado de lo que era las empresas eléctricas como Enelven y ahora Corpoelec. Por otro lado, la capacidad de transporte de gas está limitada porque tenemos solamente dos gasoductos y eso quiere decir que no podemos traer más de los 300 millones de pies cúbicos cada día, aún si Cardón 4 llegara a 1.000 millones de pies cúbicos al día, no tenemos cómo recibirlo porque no contamos con la infraestructura en tierra para recibir ese volumen de gas y los ciclos combinados de las plantas térmicas son finitos y no dan capacidad para encender los equipos y para poner en operación 75% más de los 3.901 pozos que hoy tenemos en producción. Para que pongamos en contraste, estaríamos hablando de 6.000 pozos versus 3.900, es decir, 2.000 pozos más que hoy y por eso
necesitamos megavatios porque con lo que tenemos hoy, no lo vamos a lograr. Hoy desafiamos lo convencional para electrificar el futuro del Zulia.

El dragado del lago de Maracaibo

-Entiendo que también hay un tema por solventar también que tiene que ver con el dragado del lago de Maracaibo, que compete al Instituto Nacional de Canalizaciones y que limita la entrada de buques de gran calado y las exportaciones. ¿Cómo va ese trabajo?

-Es tan crítico el tema de la logística que hoy estamos teniendo que solo pueden ingresar barcos máximos de 150.000 barriles porque de lo contrario se encalla. Todo lo que se está drenando y lo que está saliendo del Campo Boscán se hace en barcos pequeños haciendo cabotaje en Curazao para poder lograr desalojar producción y seguir drenando. Es un crudo muy pesado, que requiere calentamiento y todo un equipamiento muy especial para poder moverlo.
Por tanto, yo hablaba anteriormente de oportunidades y proyectos que son prioritarios como la generación eléctrica local, también está la infraestructura y la logística que pasa por dragados de canales y adecuación de los puertos para que estemos en los estándares internacionales y puedan entrar barcos más grandes. Tendríamos que pasar luego a la rehabilitación de pozos y estamos hablando de campos maduros, con más de 100 años de operación y producción, donde tenemos que entrar con nuevas tecnologías y mejores prácticas para hacer esa recuperación secundaria de todo ese potencial y todo ese volumen maravilloso que tenemos en el subsuelo de petróleo y gas.

-Ya se cuenta con la reforma de la Ley de Hidrocarburos. ¿Por dónde continuar al menos en el caso del Estado de Zulia?

-En el caso del estado de Zulia, yo me iría por cada división, entraría a trabajar en los yacimientos de gas libre, plantas modulares de generación de megavatios a partir del gas libre que tenemos. Hay proyectos visualizados y conceptualizados para poderlo hacer. En la costa oriental del lago incluso hay plantas generadoras que están a partir de gas y habría que buscar fórmulas de cómo recoger corrientes de gas del lago de Maracaibo para poderle llevar esos millones de pies cúbicos que se requieren; o sea, la solución debe ser en cada una de las áreas de producción y a la medida para que podamos tener flexibilidad operacional y no depender de unos megaproyectos que van a ser bastante complejos y tomarán mucho más tiempo.