Bloomberg Línea — Venezuela tiene un recurso que hoy desperdicia y, al mismo tiempo, una industria petrolera que necesita más energía para operar. De esa contradicción parte una propuesta de ingeniería que busca aprovechar el gas asociado a la producción de crudo que actualmente se quema o ventea para generar electricidad en los propios campos y convertir parte de ese gas en productos con potencial comercial.
La idea, desarrollada por el consultor Juan Taboada, consiste en una arquitectura conceptual que combina tecnologías disponibles para tratar el gas agrio, recuperar algunos de sus componentes y utilizar el gas restante para producir hidrógeno y carbono, además de electricidad para el propio conjunto de pozos.
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El planteamiento surge de observar dos problemas que normalmente se analizan por separado: la quema de gas asociado y las dificultades para disponer de electricidad suficiente en las operaciones petroleras. La propuesta intenta conectarlos.
“Si el gas ya está allí y se está quemando, ¿por qué no convertirlo en electricidad?”, es, en esencia, la pregunta que dio origen al concepto, según explica Taboada en contacto con Bloomberg Línea.
El documento parte de datos del Global Gas Flaring Tracker del Banco Mundial y señala a Venezuela entre los países con mayores volúmenes de gas quemado. También advierte que las mediciones satelitales utilizadas para cuantificar la quema no capturan necesariamente el cold venting, por lo que el volumen real de gas asociado que se pierde podría ser mayor.
La propuesta no busca resolver el problema mediante una gran infraestructura nacional. Su apuesta es más pequeña y modular: identificar grupos de pozos con suficiente gas disponible, dentro de una distancia que permita recolectarlo y procesarlo localmente.
Del gas agrio a la electricidad
El proceso comienza con la recolección del gas agrio producido junto con el petróleo. La arquitectura contempla tratarlo cerca de los pozos para separar componentes como el azufre y los líquidos del gas natural.
El gas tratado continuaría hacia una unidad de pirólisis de metano, donde el metano se separaría para producir hidrógeno y carbono.
El hidrógeno podría alimentar microturbinas para generar electricidad, que volvería al propio grupo de pozos para cubrir parte o toda su demanda energética.
La diferencia frente a una planta tradicional de procesamiento de gas está en la integración. El concepto busca que distintas tecnologías funcionen como un sistema único y que varios productos se obtengan a partir del mismo flujo de gas.
Taboada insiste en que ninguna de esas tecnologías constituye, por sí sola, una invención de la propuesta. El tratamiento del gas, la recuperación de azufre, la pirólisis de metano, el tratamiento de agua y las microturbinas son soluciones comerciales existentes. La propuesta está en integrarlas para atender las necesidades de un determinado conjunto de pozos.
El documento utiliza como referencia módulos de aproximadamente 20 megavatios y unas 70.000 toneladas de metano al año. Sin embargo, esas dimensiones son conceptuales y no corresponden todavía a una instalación seleccionada en Venezuela. El tamaño final dependería del volumen de gas que pueda consolidarse en cada agrupación de pozos.
La siguiente etapa planteada es realizar un estudio Pre-FEED sobre un activo específico. Ese análisis permitiría elaborar el balance de masa y energía, comprobar la viabilidad técnica y estudiar la colocación comercial de los productos.
Maracaibo y la Faja, posibles escenarios
La arquitectura está diseñada para funcionar tanto en tierra como en instalaciones lacustres. En el caso de un desarrollo en el Lago de Maracaibo, el concepto contempla dos barcazas acopladas para alojar parte de las instalaciones.
La Faja Petrolífera del Orinoco también aparece como una zona que, en principio, podría ofrecer condiciones para estudiar el modelo debido a la concentración de pozos.
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Pero Taboada evita convertir esas posibilidades en una selección de activos. La propuesta requiere datos de campo antes de determinar dónde podría funcionar.
Ese punto también es importante para entender otra de las posibles ventajas del sistema: la recuperación de producción de pozos marginales que actualmente no operan por falta de energía.
El proyecto contempla que disponer de electricidad local podría convertirse en un factor para recuperar algunos de esos pozos. Pero ese incremento no se contabiliza como un ingreso asegurado. Tendría que comprobarse mediante un piloto, comparando la producción antes y después de la electrificación.
No solo en la electricidad
La electricidad sería uno de los resultados, pero no necesariamente el único.
El concepto identifica como productos con mayor certeza comercial al azufre elemental, los NGL, la electricidad, el carbono conductor y el amoníaco. Otros, como el grafito sintético de grado batería y los gases nobles, permanecen en una categoría más exploratoria.
El azufre tendría una salida potencial hacia el mercado de fertilizantes, mientras que el carbono conductor podría utilizarse en industrias como neumáticos, cables eléctricos, sellantes y recubrimientos.
Pero esa posibilidad todavía debe comprobarse. El proyecto reconoce que no basta con producir carbono: también debe cumplir las especificaciones de un comprador.
Algo similar ocurre con el grafito de grado batería, que el propio documento deja fuera del caso base, y con gases como el kriptón y el xenón, cuya recuperación dependería de la composición real del gas y de instalaciones de separación de gran escala.
En busca del primer caso
Taboada asegura que ha conversado con operadores y consultoras del sector. Una de las conversaciones más avanzadas fue con una consultora especializada en energía que, según su relato, consideró sólida la arquitectura, aunque no identificó en ese momento un activo concreto donde aplicarla.
Los fabricantes incluidos en la propuesta tampoco son proveedores contratados. Empresas como Graforce, Merichem, Fluence, Topsoe y Aurelia aparecen como referencias de tecnologías que podrían cumplir determinadas funciones dentro del sistema. La selección definitiva dependería de un eventual estudio sobre un activo concreto.
El modelo económico también está abierto. La propuesta contempla una estructura tipo ESCO o Utility as a Service, en la que el operador podría pagar por servicios como electricidad o agua tratada en lugar de asumir necesariamente todo el desembolso inicial.
La idea, por ahora, es convertir un costo —el gas que se quema— en una fuente de energía y materias primas. Pero para pasar del papel al campo petrolero todavía necesita encontrar el lugar adecuado y demostrar que las condiciones técnicas y comerciales coinciden.
El propio documento establece una prueba concreta para un eventual piloto: que un volumen de gas que actualmente se quema o ventea pueda convertirse en suficiente electricidad para hacer autosuficiente energéticamente al conjunto de pozos y que, además, al menos uno de los productos —como azufre o carbono— pueda ser comercializado.
