Nelson Hernández: El gas para la restitución y crecimiento de la economía venezolana

Introducción

Venezuela, se encuentra inmersa en una crisis energética de carácter estructural que ha llevado al país a una seguridad energética clasificada como baja, y que es consecuencia del deterioro de las empresas energéticas estatales: PDVSA (hidrocarburos) y CORPOELEC (eléctrica), producto de la aplicación de políticas públicas erradas y de una mala praxis gerencial en el manejo de dichas empresas.

Tal situación energética ha impactado fuertemente a la economía del país por la falta adecuada en cantidad, calidad y a tiempo de los combustibles líquidos, la electricidad y el gas. Aunque todos estos energéticos son necesarios para el normal desenvolvimiento de las actividades intrínsecas de los sectores productivos, de servicios y domésticos, el gas tiene un rol privilegiado por su versatilidad de uso y su influencia transversal y en cascada en el desarrollo y mantenimiento de la economía desde una forma holística.

Esa influencia del gas en la economía, fue reflejada en el documento “El Rol del Gas en la Revitalización de la Economía Venezolana”, y cuyo análisis se realizo desde el punto de vista energético, económico y social. Por otra parte, la versatilidad del  gas  natural  permite  una  mayor  penetración  en  los  sectores productivos  y de bienes  y  servicios, razón por la  cual es más importante  que el uso del petróleo y sus derivados para una reactivación de la economía nacional.  

 

 

De las conclusiones del referido estudio se tiene lo siguiente: 1) Para el año 2010¹, la utilización del gas genero 12.4 G$ (Giga dólares) del PIB no petrolero. De igual manera el gas represento 64 puestos de trabajo por cada mil pies cúbicos (MBTU) que fueron al mercado nacional. 2) Un  programa  de  gasificación  nacional  representaría  un  ingreso  anual  recurrente de 4.4 G$. (¹ Se seleccionó el año 2010, por ser el último año donde el gobierno presentó cifras oficiales del PIB, de la fuerza laborar y de la intensidad energética)

El objetivo del presente documento es proporcionar información que permita conocer cuales campos petroleros venezolanos tienen la potencialidad de producir mayor cantidad de gas, partiendo de sus reservas de petróleo y gas, y de su relación Gas – Petróleo  (RGP).

Campos de Hidrocarburos y sus Reservas

Venezuela para el año 2017, según estadísticas BP, registraba un volumen de reservas de petróleo del orden de los 303 GB (Giga barriles) y de gas de 222 TPC (Tera pies cúbicos).

Por otra parte, las últimas cifras oficiales discriminadas de reservas remanentes  por tipo de crudo y gas asociado y no asociado corresponden al año 2017. Si de los volúmenes mencionados anteriormente, se extraen los correspondientes a los crudos extrapesados y los de gas no asociado, resulta un volumen de petróleo (C/L/M/P)² de 39 GB y un volumen de gas asociado de 125 TPC, que están confinados en 15.303 yacimientos y 243 campos. (² C/L/M/P = Condensados, livianos, mediano y pesados)

A partir de los datos mencionados en el párrafo anterior, se establece el criterio para determinar cuáles de esos 243 campos serian candidatos para contribuir con un incremento sustancial  de la producción de gas en el corto plazo. Este criterio debe permitir tres aspectos importantes: 1) Ajustado a la norma legal 2) De fácil aplicación y 3) Factibilidad económica.

Ajustado a la norma legal

Del Reglamento de la Ley de Hidrocarburos Gaseosos (RLOHG), en su artículo 2, se establece la siguiente definición: 

Gas Natural no Asociado: Gas natural que se encuentra en forma gaseosa en los yacimientos y no está asociado a cantidades significativas de petróleo o condensado.

Esta definición permite que bajo un criterio establecido, un gas asociado puede “convertirse” en gas no asociado. Es decir, hay que definir “cantidades significativas”

De fácil aplicación

La vía mas expedita de definir “cantidades significativas”, es utilizando el concepto de energía producida. Esto puede ser aplicado a nivel de yacimiento, pozo o campo.

Para esta definición, utilizaremos el valor o poder calorífico  estándar internacional del petróleo y gas, el cual es de 6 MBTU/B³ (millón de BTU por barril) y de 1 kBTU/PC (1000 BTU por pie cubico). Esta relación nos indica que 6000 PC, equivale energéticamente a 1 barril de petróleo. (³En realidad es de 6.1 MBTU/B. Se tomo 6 MBTU/B para simplificar)

En tal sentido, a nivel de yacimiento, pozo o campo se puede determinar la RGP. Esto resuelve la incertidumbre de “cantidades significativas”, ya que una RGP igual o menor a 6000 PC/B se clasificaría como productor  de petróleo, y un RGP mayor a 6000 PC/B como productor de gas. 

Lógicamente se pueden hacer diferentes relaciones RGP para definir el límite, pero nunca debería ser esta menor a 6000 PC/B. De hecho, en Venezuela se aplico, en el año 2000, un criterio similar para definir el campo gasífero Anaco, estableciendo una RGP igual o mayor de 15000 PC/B.

Factibilidad Económica

En la Ley Orgánica de Hidrocarburos Gaseosos (LOHG), Capítulo VIII, articulo 34, se establece: De los volúmenes de hidrocarburos gaseosos extraídos de cualquier yacimiento, y no reinyectado, el Estado tiene derecho a una participación de veinte por ciento (20%) como regalía. Y el Parágrafo 3, indica lo siguiente: Cuando el Ejecutivo Nacional decida recibir la regalía en dinero, el explotador deberá pagarle el precio de los volúmenes de hidrocarburos gaseosos correspondientes, calculado a valor de mercado en el campo de producción.

Para dar pleno cumplimiento al Parágrafo 3, habría que hacer un ajuste en función de los líquidos del gas natural (LGN) contenidos en los volúmenes producidos a boca de pozo o a nivel de campo, el cual es generalmente un “net back” en función de los precios del C3+, desde la planta de fraccionamiento de LGN hasta el pozo o campo.

Por otra parte, como lo que se comercializa es gas metano (no gas natural), el RLOHG en su artículo 2, establece su definición de la manera siguiente: 

Gas Metano: Mezcla de hidrocarburos gaseosos que contiene principalmente metano (CH4) y cumple, a su vez, con las especificaciones de las normas técnicas aplicables para su transporte y comercialización, que puede ser obtenido a través del tratamiento, procesamiento o mezcla del gas, de la refinación del petróleo o de la explotación directa de los yacimientos de hidrocarburos naturales o de otros fósiles.

La estructura de precios para la comercialización del gas metano, está establecida en el Capítulo II, del RLOHG

Campos con RGP mayor a 6000 PC/B

Aplicando el criterio energético descrito anteriormente, se tiene que a nivel país existen 62 campos con RGP mayor a 6000 PC/B

 

 

De estos, 53 están en el oriente del país con reservas remanentes de petróleo de 4.8 GB y de gas de 56.3 TPC. El occidente cuenta con 9 campos, con reservas de 0.24 GB y 1,85 TPC, respectivamente.

Es de destacar que el resto de los 181 campos poseen una RGP menor a 6000 PC/B con reservas remanentes del orden de los 33.96 GB y 66.95 TPC.

La gráfica a continuación, muestra el listado de los 62 campos con RGP mayor a 6000 PC/B (V+G)

 

 

Es de resaltar que algunos de los campos del oriente, ya están bajo el esquema de productores de gas, y que conforman el denominado el Campo Gasífero de Anaco (CGA). Sin embargo, el campo Santa Bárbara, no pertenece al CGA y es el campo que, dentro de la clasificación de RGP mayor a 6000 PC/B, posee reservas de gas de 21 TPC y de 1.87 GB de petróleo, lo cual lo hace un campo de atención especial.

La grafica (V+G) a continuación presenta una jerarquización integral y ponderada de los 62 campos considerando en petróleo: las reservas remanentes, las reservas desarrolladas, producción acumulada, la gravedad °API y año de descubrimiento del campo. Para el gas, se toman en cuenta las reservas remanentes, las reservas desarrolladas, la producción acumulada y el RGP.

 

 

En dicha jerarquización el primer campo es San Roque y el último es Cabimas.

Como corolario tenemos:

– La LOHG y su Reglamento permiten clasificar a campos, hoy, productores de petróleo y gas como productores netos de gas, y también permite la participación del sector privado en el desarrollo del negocio gas en todas sus etapas.

– Existen 62 campos que pueden ser clasificados como productores de gas

– En el oriente del país está la potencialidad de reservas para producir los volúmenes de gas necesarios para la restitución y crecimiento de la economía venezolana

– Las reservas remanentes de gas, de esos 62 campos, a una tasa de producción de 5 GPCD, tendrían una duración teórica de 32 años. Esa misma producción de gas, arrojaría una producción teórica de petróleo de 433 kBD. Es de destacar que el 76 % de estos campos clasifican como livianos y condensados.

– Es necesario establecer precios y tarifas, en toda la cadena del negocio del gas de tal manera que este sea atractivo para los actores de dicho negocio.

– Para concretizar este escenario de conversión a productores netos de gas de campos hoy bajo explotación petróleo – gas, es necesario la preparación de la “carpeta de data” por campo, para así realizar su licitación al capital privado, nacional e internacional.

Finalmente, los volúmenes de gas necesarios para que la economía venezolana se recupere y crezca están en los 62 campos indicados. De estos 47 campos clasifican como livianos y condensados, lo cual les da un hándicap en la producción de este tipo de crudos, tan necesarios hoy en día en la producción de petróleo mejorado, vía mezcla , de la Faja Petrolífera del Orinoco. 


Nelson Hernández es ingeniero energista @energia21 y Académico de la Academia Nacional de la Ingeniería y el Hábitat de Venezuela