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Por Diego González C.

En conexión con las declaraciones emitidas por el presidente de Venezuela Hugo R. Chávez Frías, como resultado de la reunión de los presidentes de Argentina, Brasil y Venezuela, donde le comunicó al mundo … “de la construcción de un gasoducto que recorrerá 8.000 Km. desde Venezuela a Argentina, a costar entre 17.000 y 20.000 millones de dólares e instalarse en siete años”…, consideramos un deber emitir las siguientes opiniones técnicas para orientar a la comunidad nacional e internacional sobre este asunto.

Antes de decidir la viabilidad de plantearse los posibles negocios de exportación que puede realizar Venezuela con su gas natural, tanto asociado como no asociado al petróleo, se requiere en primer lugar validar y certificar las reservas que se declaran como probadas. El país debe revisar la situación de las reservas probadas que dispone de ese importante recurso, y hacerse la pregunta de si dichas reservas probadas, una vez certificadas, serán suficiente para satisfacer en el mediano y largo plazo las ingentes necesidades de la industria petrolera y petroquímica, así como las de los sectores eléctrico, siderúrgico, aluminio, cemento, industrial menor, comercial y residencial, ya que el gas natural es preponderante en la actual matriz energética de consumo del país (69% en la industria petrolera y 31% en el resto de mercado interno). Estos requerimientos no han sido satisfechos en muchos años. De allí que, con niveles de producción de petróleo por debajo de los tres millones de barriles diario, la producción de gas asociado a esa producción no sea suficiente para cubrir los requerimientos nacionales, razón por la cual existe la necesidad de desarrollar reservas de gas no asociado. Por ello, la producción actual de gas de 5.900 millones de pies cúbicos diarios (MMPCD) de gas (PODE 2003), no satisface las necesidades nacionales, ni aún con planes de producir 11.500 MMPCD en el año 2012 según PDVSA.

¿Por qué es necesario certificar las reservas de gas de Venezuela? Más del 90% de las mismas son de gas asociado al petróleo. Los crudos que contienen mayor cantidad de gas asociado por barril son los tipos condensados, los livianos y los medianos. De estos crudos es que el país tiene menos reservas remanentes. Los crudos pesados y extrapesados de las áreas tradicionales y de los campos de la Faja Petrolífera del Orinoco, contienen muy poco gas asociado, y de estos crudos es que son la mayoría de las reservas remanentes de petróleo. Con relación a las de gas libre (no asociado al petróleo), con la excepción de los esfuerzos realizados en el estado Guárico, no se había realizado actividad exploratoria para la búsqueda de gas libre. Es hasta la promulgación de la Ley Orgánica de Hidrocarburos Gaseosos en 1999 cuando se licitaron algunas áreas con la finalidad de encontrar gas libre.

Desde la nacionalización de la industria petrolera, las reservas de petróleo y gas han aumentado en forma importante, pero expertos y publicaciones internacionales las han puesto en duda. El hoy Ministerio de Energía y Petróleo informa en su publicación anual (PODE) que las reservas de gas en 1975 eran del orden de 41,5 billones de pies cúbicos (TCF), en 1989 de 105,7 TCF y en 2003 de 149,9 TCF. En el pasado PDVSA ha informado que del total de esas reservas unos 15 TCF son de gas libe, principalmente en yacimientos ubicados al norte del estado Sucre y en la plataforma del delta del río Orinoco.

Un informe de Pdvsa de 1997 señala que, del total de reservas de gas asociado, la contribución más importante la constituyen los crudos livianos con 46,9 TCF, siguen los condensados con 35,9 TCF y en tercer lugar los medianos que aportan 24,0 TCF. Estos crudos provienen de yacimientos que ya alcanzaron su máximo nivel de producción y están en plena declinación. Adicionalmente, el 10,27 % (13,6 TCF) de las reservas están asociadas a crudos pesados, 9,4 % (12,4 TCF) a crudos extrapesados y bitumen. Si se suman las asociadas a los crudos pesados, extra pesados y bitumen, se alcanza la cifra de 26,0 TCF. Sin embargo, hay que tomar en cuenta, para su certificación como reservas, que históricamente el gas asociado a los crudos pesados mayormente se ha quemado, con autorización del MEP, es decir no se ha recolectado. Finalmente, el 20,5 % (27,0 TCF) de las reservas están asociadas al gas inyectado a los yacimientos para recuperación secundaria y por medidas de conservación y no está demostrado que esos volúmenes realmente se producirán de nuevo, por lo que no debe contabilizarse como reservas en su totalidad. Esto da un gran total de 53,0 TCF de reservas de gas que deben ser muy bien certificadas, antes de contar con las mismas para el mercado interno y para firmar algún contrato de suministro a largo plazo con otro país con ese gas. Por lo demás, estas reservas por ser asociadas corren el riesgo de no poder producirse cuando se requieran, por depender de la producción de petróleo.

Paralelamente al proceso de certificación de las reservas, sería necesario elaborar políticas públicas de Estado en materia energética, para ver el rol que jugará el gas en el desarrollo del país, con respecto a las otras fuentes de energía, antes de decidir su exportación.

Diego J. González C. es ingeniero de petróleo, prestó servicios durante 38 años en la industria petrolera ocupando posiciones gerenciales en ingeniería de petróleo y gas en el Ministerio de Energía y Minas, Maraven, S.A. (ex - filial de Pdvsa), PDVSA y Pdvsa Gas. Asignado a la Compañía Shell de Venezuela (1974 -1978). En 1996 fue designado Especialista de PDVSA en Materias de Gas Natural, Ex - Presidente de la Gas Processors Association - Capítulo Venezuela. Actualmente es presidente de Paradigmas XXI, empresa de Consultoría en materias energéticas y regulatorias y Director de IPEMIN. Los puntos de vista expresados no necesariamente son los de Petroleumworld.

Nota del Editor: El presente articulo es una version resumida del articulo "Precisiones sobre el Gasoducto al Sur " del mismo autor, publicado por Petroleumworld Venezuela el 11 de fecbreo de 2005.

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