Ya está programado que el primer envío a Colombia será a partir del segundo trimestre del año actual, en medio del gran déficit de gas existente en Venezuela.

PdvsaGas, la filial gasífera de Petróleos de Venezuela, ya está bombeando cerca de 100 millones de pies cúbicos de gas, del campo La Perla descubierto en el año 2009, y lo están destinando a las plantas eléctricas TermoZulia y Laguna, como la primera fase para combatir el gran déficit de gas en el país. Un cambio que se hizo a última hora porque iría a Colombia (para saldar el compromiso pendiente).

Ya está programado que el primer envío a Colombia será a partir del segundo trimestre del año actual y su recorrido de retorno será saliendo de un poliducto cerca de Amuay, en el estado Falcón, atravesando el mar, hasta llegar el campo de Ballena, en La Guajira colombiana, de donde salió.

Los envíos del gas colombiano resuelven dos importantes áreas: las necesidades de gas de la refinería de Amuay para sus procesos y una parte importante para la ciudad de Maracaibo. El precio convenido para el suministro de gas de Colombia a Venezuela era de US$3,68 el millón de BTU. Se desconoce cual será el nuevo precio de Venezuela a Colombia.

El pozo La Perla 1, está dentro del bloque Cardon IV ubicado a unos 50 kilómetros de la costa en el Golfo de Venezuela y forma parte de los 29 bloques en los que está dividido, el proyecto gasífero Rafael Urdaneta.

El campo Perla fue descubierto en el 2009, después de la perforación exitosa del pozo Perla, donde se confirmó la presencia de 9,51 trillones de pies cúbicos de gas y 182,7 millones de barriles de reservas probadas de condensados.

Una fuente del Despacho de Pdvsa Gas dijo que el plan de desarrollo fue aprobado en agosto de 2012 y revisado en junio de 2014. Las empresas Repsol de España y ENI de Italia, descubridores del campo, han hecho inversiones de US$4.800 millones (dentro del concepto de empresas a riesgo y ganancias compartidas) .Para los efectos de administración y comercialización, a PdvsaGas le corresponde un 35% accionario y el resto a los socios extranjeros Repsol y ENI.

El plan de desarrollo fue aprobado en 4 fases. (Una producción temprana de 150 millones de pies cúbicos –la que se está ejecutando ahora– más 300 millones de pies cúbicos.

Una segunda fase de 800 millones de pies cúbicos para el 2017, una tercera fase de 1.200 millones de pies cúbicos para 2020 y una cuarta fase, que es la etapa de compresión final.