El Mundo de la Energía
Lunes 8 Agosto 2022 03:57:56 PM

Chevron y Gazprombank resolvieron fallas eléctricas en campos petroleros del Zulia

Parra: “Aplaudimos que PDVSA le esté dando mayores opciones de flexibilizar al socio B en la empresa mixta” (Foto CPV Capítulo Zulia)

El presidente de la Cámara Petrolera de Venezuela Capítulo Zulia, César David Parra, resalta el papel que están teniendo las compañías extranjeras en la recuperación de la producción de esa entidad, donde se podría llegar este año a 290.000 barriles por día y por eso resalta el papel que desempeñan la estadounidense Chevron y la rusa Gazprombank en la empresas mixtas Petroboscán y Petrozamora, respectivamente, al apoyar financieramente la instalación de plantas eléctricas para no depender del sistema de generación nacional.
También señala que el proyecto gasífero Cardón IV, que es una operación entre la española Repsol y la italiana ENI está aportando 300 millones de pies cúbicos de gas natural a las actividades petroleras de la región zuliana.
“Quiero ratificar que en el plan que hay para la producción en el año 2020, el único campo que está proyectado para la perforación de 25 nuevos pozos es el campo Boscán, donde está la empresa mixta Petroboscán”, dijo Parra.

-¿En este momento cuántos están activos?
-Estoy hablando de perforar nuevos pozos.

-¿Cuántos pozos tiene ese campo?
-El detalle específico del campo y de la cantidad de pozos no lo tengo a mano pero lo relevante es que Boscán es el único campo de la División de Occidente que va a perforar nuevos pozos.

-¿Eso es PDVSA con el apoyo financiero de Chevron?
-El esquema interno de Petroboscán de cómo lo va a lograr desde el punto de vista financiero no lo tengo, pero todo luce que es el socio B sea quien aporte; y para el 2020 toda la división tiene planteado subir en producción alrededor de 90.000 barriles diarios, los cuales son 50.000 barriles para cubrir la declinación porque se cerró en 2019 con 250.000 barriles diarios promedio lo que implica 40.000 barriles adicionales con respecto al año pasado para llegar a 290.000 barriles. Eso se está basando en perforar 25 nuevos pozos en campo Boscán.

-¿Cómo queda el resto del estado?
-En el resto del estado lo que se van a hacer son actividades de reparaciones y mantenimiento de 208 pozos en toda la división.

-¿Hay alguna otra empresa mixta que tenga esta relevancia que está teniendo Petroboscán?
-En la división de occidente hay dos empresas mixtas importantes. La primera es Petrozamora, que es la que tiene la mayor cantidad de producción y la siguiente es Petroboscán.

-¿Cuánto está la producción de Petrozamora?
-Ellos están en promedio entre 97.000 y 98.000 barriles diarios.

-¿Qué ha pasado con las propuestas que han hecho de incrementar la producción y reactivar las empresas de servicios en el estado Zulia?
-Todas las  propuestas son bien recibidas. Las hemos escalado a todos los niveles de gobierno y de las autoridades de PDVSA, pero el tema que frena toda la operación está en el marco o condiciones mínimas legales financieras.

-¿Se refiere al acceso al dinero que se ve agravado por las sanciones del gobierno de los Estados Unidos?
-Es correcto.

-¿Hay algo que se pueda hacer aún en el marco de las sanciones o que se pueda agilizar?¿Cuál podría ser la perspectiva de producción?
-Aplaudimos que PDVSA le esté dando mayores opciones de flexibilizar al socio B en la empresa mixta porque eso va a garantizar que se pueda mantener la producción. Si se saca la cuenta de los números, podemos darnos cuenta que dos campos con operadoras privadas como Petrozamora y Petroboscán están manteniendo 150.000 barriles de 250.000 barriles. Eso indica que hay como 30.000 barriles más que están en Petroquiriquire, Petroperijá y Petrocabimas, es decir, el resto de la producción son otras operadoras que aportan mucho menos.

-¿En esas otras cabría esperar un aumento de producción como el de Petroboscán y Petrozamora?
-Los campos con mayores prospectivas son los que tienen Petroboscán con Boscán y Petrozamora, que tiene Lagunillas y Bachaquero. Pueden crecer más pero todo está en función a la forma cómo se pueden flexibilizar los términos y las condiciones de las empresas mixtas.

-¿Personalmente considera necesario una reforma de la Ley Orgánica de Hidrocarburos?
-La respuesta es que este país con la Ley de Hidrocarburos actual produjo 3 millones de barriles diarios. Una reforma bajo el contexto y la realidad estamos de acuerdo en hacerla pero no es condición sine qua non para aumentar producción. El marco jurídico no es la barrera.

-¿No cree que las condiciones internacionales cambiaron con la entrada de nuevos países productores?
-Se puede avanzar en una reforma para que la tasa de regalía que se cobra y que es la más cara de la región tiene que entrar a competir con la región, pero eso es una modificación muy puntual pero hacer una nueva ley  porque la actual no permite crecer en producción debo decir que no se necesita.

-¿Y una flexibilización en la composición accionaria de la empresa mixta?
-Claro pero esos son los términos y condiciones, que no tienen que ver con la ley. Los términos y condiciones que se aprobaron en la Asamblea Nacional son los que se deben revisar y se refiere a que se debe permitir que el socio B pueda asumir mayor participación accionaria y además el control de la operación.

-¿El Zulia puede llegar a convertirse otra vez en la referencia petrolera de Venezuela?
-Totalmente. En nuestra propuesta queda demostrado que tenemos cantidad y calidad de recursos y reservas, contamos con la infraestructura, un talento humano cualificado y calificado; y además un sector conexo privado que es el que se agremia en nuestra cámara comprometido con el estado Zulia y con el país. Aquí lo que necesitamos es un marco general mínimo que permita condiciones legales y financieras para poder incrementar la producción.

-¿Cómo se encuentra el suministro eléctrico para la industria petrolera de estos campos?
-Voy a dar el ejemplo de campo Boscán, que a través del socio B de Petroboscán que es Chevron ya está teniendo autonomía con dos turbinas de ciclo combinado que montó en Bajogrande y unas líneas de transmisión para tener autonomía y no depender del sistema eléctrica nacional. El año pasado, campo Boscán cuando el apagón en el Zulia tuvo 10 días sin producción por falta de suministro eléctrico.

-¿Eso ha pasado en otros campos, es decir, que el socio B asume la competencia o la generación eléctrica para no depender del sistema nacional?
-Las dos líderes de la división, Petrozamora y Petroboscán, están montado toda su infraestructura para tener autonomía y no depender del sistema eléctrico nacional.

-¿Cómo queda el suministro eléctrico en las poblaciones aledañas donde vivene los trabajadores de esos campos?
-Debo indicar que Termozulia tiene tres máquinas operando y se estima en las próximas tres semanas entre una cuarta máquina también a producir, es decir, la generación térmica del Zulia poco a poco se ha venido integrando a lo que son los aportes de generación. Hay un tema crítico con el combustible con el cual se alimentan esas plantas de ciclo combinado con el gas. Al tener tan baja la producción, no tenemos gas asociado y estamos dependiendo básicamente del transporte de gas desde el golfo de Venezuela en la operación de Repsol y ENI en Cardón IV. Tradicionalmente era al revés que desde el Zulia enviaba gas hacia las refinerías de Paraguaná, ahora nosotros estamos recibiendo el gas que se extrae en el golfo de Venezuela para poder mantener las operaciones de PDVSA.

-¿Cuál es el volumen que el Zulia está recibiendo de Cardón IV?
-Más o menos 300 millones de pies cúbicos diarios.

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PUBLICADO: 17 de febrero de 2020
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