En Venezuela, históricamente, la producción de gas ha estado supeditada a la producción de petróleo, lo cual ha limitado el desarrollo de la industria gasífera venezolana, al no tener volúmenes disponibles en calidad y a tiempo. Para superar este escollo, a partir del año 1995, en los planes de PDVSA se inicia la inclusión del desarrollo del gas no asociado. Lo cual culmina con la Ley de Hidrocarburos Gaseosos (LHG) (1999), su Reglamento (2000), el Otorgamiento de las Licencias de Gas (2000) y la Creación del Campo Gasífero Anaco (2000).
En lo concerniente a las Licencias de Gas, solo 5 de las 19 concedidas están en producción. La correspondiente al Campo Cardón IV (Perla), actualmente es la de mayor producción con 495 MPCD en el 2022, de un total de 680 MPCD de gas no asociado.
Ahora bien, en el Reglamento de la LHG, se establece la definición de gas no asociado: Es el gas natural que se encuentra en forma gaseosa en los yacimientos y no está asociado a cantidades significativas de petróleo o condensado.
Pero esta definición dejo ambigua la condición “cantidades significativas”, por lo que fue necesario acudir a una definición energética, que relaciona la energía total producida por el yacimiento, campo o pozo. Si la energía de gas es más alta que la de petróleo es un yacimiento, campo o pozo de gas, por lo cual se le aplica la LHG. Pero aun así, existía cierta incertidumbre por lo que se definió un límite de la relación gas – petróleo de 15000 PC/B y/o un contenido limite de C7+ de 5 %.
Muchos campos de Anaco se explotaban bajo la Ley Orgánica de Hidrocarburos, lo cual dificultaba su desarrollo, básicamente por razones fiscales y económicas. Una vez que
se establecen las condiciones arriba señaladas, permiten que esos campos puedan ser explotados bajo la LHG. Es así como nace el Campo Gasífero Anaco.
En el plan de PDVSA del año 1999, aparece por primera vez el desarrollo del gas de Anaco, denominado “Proyecto Gas Anaco”.
El Objetivo del proyecto es el de construir la infraestructura requerida en el Distrito Anaco para manejar su producción actual y crecimiento hasta 2400 MPCD y 35 kBD de crudo liviano en forma confiable, segura y a menor costo operacional, a fin de satisfacer las necesidades de gas del Mercado Interno y de las Plantas de Extracción de LGN, en un horizonte de 20 años.
La gráfica anterior muestra el plan de producción de gas y las cifras reales para el periodo 2000 – 2021. Como se ve, el plan nunca fue cumplido. Es de señalar que los recursos (financieros, tecnológicos y F-H) para ejecutar el proyecto estaban presupuestados en el plan hasta el año 2005, fecha de conclusión del proyecto.
Tanto el plan como la producción real coinciden en presentar un máximo en el año 2007. Pero con una gran diferencia en el volumen de 738 MPCD, ya que la producción real se situó en 1687 MPCD y el plan indicaba 2425 MPCD.
A partir de ese año, el gap (separación) se va acentuando hasta alcanzar en el 2021 una diferencia de 1175 MPCD entre la producción real (425 MPCD) y el plan (1600 MPCD)
Son varios los factores que han influido en el incumplimiento del plan de desarrollo del campo gasífero Anaco. Entre estos, están:
– En el 2000, paralización por parte del gobierno de los planes de PDVSA y PDVSA Gas para su reestructuración y redimensionamiento
– Aplicación de políticas públicas no acordes con la tendencia mundial del sector hidrocarburos
– Dejar a un lado la LHG
– En el 2009, la estatización de los servicios a la industria petrolera mediante la ley que Reserva al Estado Bienes y Servicios Conexos a las Actividades Primarias de Hidrocarburos
– Mala praxis operativa en el desinfle de los yacimientos
Ahora bien, por incumplimiento del plan de desarrollo del campo gasífero Anaco, en el periodo 2000 – 2021,
– Se han dejado de producir 7.5 TPC (Tera pies cúbicos) de gas, volumen 1.8 veces mayor que las reservas del campo Dragón en costa afuera.
– No se produjeron 16 kBD de crudo livianos. Hoy tan necesarios y vitales para producir crudo mejorado de la Faja, vía mezcla, Con ese volumen se pueden producir unos 53 kBD de crudo Merey 16.
– No se produjeron 48 kBD de LGN, necesarios para satisfacer la demanda de GLP en el sector domestico y de C3+ en el sector petroquímico.
En conclusión, recursos gasíferos que no fueron aprovechados. La pregunta clave es: Se puede revertir el daño ocasionado a los yacimientos?. Si la respuesta es no, entonces son recursos que se perdieron.