Venezuela cuenta con cerca de 202.000 MMMPC de reservas de gas, ocupando por ahora, el octavo lugar entre los países con las mayores reservas del orbe. El potencial de reservas por añadir y desarrollar es aun considerable, pudiendo catapultar a nuestra nación hacia los primeros 4 o 5 lugares en un muy corto plazo, de añadir expectativas no contabilizadas de gas no convencional, en el extremo norte costero, los flancos nor/sur Andino y Sur de Venezuela.
En el caso Venezolano, el desarrollo y aprovechamiento del potencial gasífero ha vivido una vida turbulenta, llena de corrupción, malos manejos y peor visión de conjunto. Nuestra producción gasífera es muy particular ya que ocurre asociada en más del 87% al barril de petróleo. Una mala decisión en el desarrollo de activos de crudo posee el potencial de impactar adversamente y poner en riesgo el desarrollo del gas; pero también es cierto lo contrario.
A partir de 2007-2008, PDVSA naufragaba entre estériles anuncios de boca de su liderazgo. En 2011 el entonces presidente de PDVSA Gas el hoy solicitado [http://www.bancaynegocios.com/buscan-a-ex-gerente-de-pdvsa-gas-colombia-por-desfalco-de-100-millones/] Anton Castillo informaba al país que duplicarían la producción gasífera en los próximos 6 años (2011-2017) (https://www.aporrea.org/energia/n189605.html), previendo incrementar la misma a 14.438 millones de pies cúbicos por día (MMPCD) y 438.000 B/D mil barriles de líquidos de gas natural (LGN) para el año 2017. Ello nunca sucedió y ya avanzado el 2020 PDVSA no supera los 2.800 MMPCD y 30 MBD de LGN. La mayoría de ese volumen de gas estaría en realidad siendo producido por desinfle a costa de la producción de crudo.
Caso particular las reservas entrampadas en Costa Afuera conocidas desde los 70, retomadas en los 90 y luego a mitad de la primera década del nuevo milenio. Estas son particularmente las más estratégicas por las implicaciones que poseen de frente a la cuestión limítrofe con países vecinos, aunque no las más financieramente convenientes para ser desarrolladas por la ya semidestruida y esquelética PDVSA de hoy. Al parecer, su desarrollo se ha visto históricamente torpedeado desde adentro y desde afuera del país por múltiples razones. Bien antes durante la "mitocracia", bien luego durante la PDVSA roja rojita. Durante la "mitocracia" privaron intereses de las transnacionales por el control de sus entonces nacientes-propios-mercados en la región, poniendo como excusa a los complacientes lideres de la PDVSA azul, la inconveniencia de un proyecto que a todas luces aseguraba el dominio de un para entonces incipiente negocio, que en realidad poseía el potencial de corto plazo para el desarrollo del uso e industrialización de nuestro gas en gran parte de Suramérica, el Caribe y Golfo de México. Durante la PDVSA roja rojita, privó y aun privan la corrupción, la incapacidad, la ignorancia y la indolencia.
DESTRUYAMOS EL GAS:
Como ya expresamos, sobre el 87% de nuestras reservas gasíferas son de gas asociado. Es decir se encuentra disuelto en conjunto con el petróleo o segregado a condiciones de yacimiento en función de las condiciones de entrampamiento. Las reservas de Costa Afuera que quisieron vender como gas natural, en su mayoría no lo son. Las de Perla Cardón IV por ejemplo son yacimientos que se corresponden termodinámicamente a gas condensado retrogrado. Estas ocurren a condiciones de fondo como gas, pero se tornan liquidas (condensan) en su camino a superficie.
Los artífices de dichas negociaciones acordaron tipificar como yacimiento de gas natural, a yacimientos de condensado retrogrado con una riqueza de al menos 28 barriles por cada millón pie cúbicos de gas de un valioso condensado. Es decir, a la capacidad total de dicho proyecto (1.200 MMPCD) la producción de crudo condensado retrogrado de elevado valor comercial estaría por el orden de 32.400 B/D, mientras que a la producción actual (300-350 MMPCD) en unos 9.000 B/D. En dicho proyecto, el valor del gas reconocido por PDVSA a sus socios extranjeros es de US$3.69 per MMBTU, cuando en el Golfo de México el precio de mercado ronda en la actualidad US$1.7-US$1.9 per MMBTU.
A mediados de 2015 arranca una tímida producción de costa afuera, logrando su pico hacia finales de 2017 con un total oriente más occidente de unos 37.000 B/D con unos 600 MMPCD, corroborando oficialmente al extraer aquel volumen correspondiente a "Pedernales y Cumarebo", que los yacimientos Costa Afuera no son de gas natural sino en su inmensa mayoría, de condensado retrogrado. Dicha producción se precipitó a menos de 50% hacia 2019 forzados por elevados costos y problemas operacionales.
Mientras los cabecillas de PDVSA causan al país perdidas de dinero y oportunidad en los proyectos costa afuera, en los campos tradicionales de tierra destruyen los yacimientos, en un intento por producir lo que no saben producir. Previo al año 2000 cerca del 30% @ 32% del gas producido era reinyectado en los yacimientos, bien para disposición o bien para producción mejorada. Luego del sabotaje petrolero el porcentaje de gas inyectado del total producido pasó de 38% entre 2003 y 2008, a 29% en 2016.
A partir de entonces forzados por la brusca caída de la producción de crudo y la creciente necesidad de gas, se han interrumpido proyectos masivos y medulares de inyección de gas, como algunos del Norte de Monagas destinados a retardar la condensación de líquidos "in situ", condenando por desconocimiento la producción de liquido condensado en estos yacimientos a su destrucción. Lo mismo ha sucedido en activos de Anaco y Occidente Lago.
EL MAQUILLAJE:
La gerencia que prevaleció durante gran parte de la gestión de Ramírez y Del Pino fueron acusados de maquillaje y alteración de cifras de producción. Ello ocurrió luego de 2008, cuando el volumen proveniente de los campos tradicionales comenzó a desmoronarse rápidamente por la desviación de recursos hacia la FPO.
Varios gerentes de activos fueron puestos tras las rejas en oriente y occidente [https://elcomercio.pe/mundo/latinoamerica/venezuela-detienen-10-altos-funcionarios-pdvsa-corrupcion-noticia-473604-noticia/], [https://www.telesurtv.net/news/Detienen-ocho-gerentes-de-Pdvsa-por-sabotaje-en-Venezuela-20170907-0049.html], aunque otros connotados maquilladores y alteradores de cifras de producción de PDVSA GAS pasaron agachados y fueron por el contrario promovidos, tal y como lo denunciamos en 2014 [https://plumacandente.blogspot.com/2014/01/manejos-y-mentiras-de-pdvsa-gas-anaco.html].
El desinfle es una estrategia de producción aplicada en la etapa terminal de activos de crudo, que por cuestión de costos no son sujetos a recobro secundario/terciario, para literalmente extraer el gas y líquidos remanentes, condenándolos luego prácticamente al abandono. Salvo el caso de los activos de Anaco luego de la promulgación de su uso estratégico a partir de 1999, ese no era ni es el caso de la mayoría de nuestros activos en Venezuela. Claramente luego de 2008 se comienza a observar el criminal desinfle de activos, de parte de esa gerencia irresponsable, tipificado por un consistente incremento en la producción de gas asociado mientras a la par cedía la producción de crudo. Luego a partir de la llegada de las empresas mixtas la irracional destrucción de nuestros yacimientos se acentúa aun más.
El desplome en la producción de crudo a partir de 2015 arrastró consigo hacia abajo la de gas. Sin embargo la sobre explotación/desinfle de yacimientos y el volumen adicional de Costa Afuera, se han traducido en un desfase y un menor derrumbe relativo de la producción de gas respecto al crudo. Norte de Monagas (NDM) ha sido asiento de proyectos masivos de inyección de gas en varios de sus campos y yacimientos productores de crudo liviano y condensado de elevado valor comercial y cuya operación hace necesario el mantenimiento de presión para reducir como antes dijimos la perdida de productividad. Las cifras mostradas reflejan que en Norte de Monagas (NDM); casualmente el mismo distrito donde se originaron vicios de corrupción que conllevaron a la detención de su director (http://www.laiguana.tv/articulos/74106-pavel-rodriguez-pdvsa-oriente-detenido-maquillar-cifras) a finales de 2017, se practica activamente el desinfle de activos claves de petróleo que aun poseen en su haber significativos volúmenes de crudo Premium de elevado valor comercial en detrimento del estado Venezolano, al haber facilitado el derrumbe de la producción de ese distrito desde más de 1.000.000 B/D en 2008, a menos de 130.000 B/D en la actualidad.
PDVSA GAS:
GAS ANACO posee unos 22 billones de pie cúbicos de gas de reservas probadas y unos 26 Bpc de reservas totales de gas. Menos del 50% de tales reservas han sido desarrolladas. PDVSA GAS ANACO posee la ventaja relativa de tener reservas que han sido ya validadas por pozos de avanzada y desarrollo, reservas operacionalmente menos complejas de producir, con un menor riesgo asociado de impacto ambiental y sobretodo reservas cuyo costo de producción resulta mucho menos de la mitad de aquellas de Costa Afuera. En 2002 PDVSA GAS ANACO recibió el impacto directo y despiadado del sabotaje petrolero. Su producción se derrumbó desde unos 1.420 millones de pie cúbicos por día (MMPCD) a menos de 850 MMPCD. Luego del sabotaje, la producción no solo fue recuperada sino que además supero con creces niveles previos, reportando entre sus logros dos récords nacionales de producción y ventas consecutivos, así como un éxito operacional sostenido de más de 92% a partir de 2002 y hasta 2007-2008.
A raíz de la puesta en marcha de los proyectos Costa Afuera en 2008, PDVSA GAS ANACO sufrió los rigores de las malas decisiones e intenso descuido sin precedentes, que la llevaron a acumular una abismal caída de producción de cerca del 75%, habiendo dejado de producir unos 1.270 MMPCD desde entonces cuando producía 1.687 MMPCD, para llegar hoy día escasamente a 415 MMPCD.
Todas las cabezas de PDVSA GAS Anaco desde 2008 han desaparecido del mapa. Muchos, sino todos sus presidentes, vicepresidentes y directivos acusados de corrupción aparte de haber destruido producción en infraestructura, de haber malversado cientos de millones de dólares. Hoy día la fiesta aun parece continuar.
