1.2Integró el Grupo
Asesor de Prácticas Operativas del American
Petroleum Institute (API) durante una década, contribuyendo a mejores
prácticas en refinación a nivel nacional.
1.3 Fortaleció la colaboración interdepartamental mediante
el Consejo CAER (Concientización Comunitaria y Respuesta a Emergencias), creado
para coordinar protocolos con bomberos, policías y líderes locales.
Su enfoque prioriza la estabilidad
operativa, la gestión
de riesgos técnicos y el desarrollo de equipos especializados, acumulando
experiencia exclusiva en un solo complejo industrial antes de asumir la
dirección en Corpus
Christi .
II Perfil Técnico y Enfoque
Estratégico
2.1 Experticia en ingeniería de
refinación
Ha dirigido proyectos en unidades clave
como reformadores
catalíticos y sistemas de procesamiento de crudo, optimizando parámetros de
eficiencia energética y seguridad.
2.2 Integración de mantenimiento y
confiabilidad
En su rol previo como Gerente General de
Operaciones, implementó programas de monitoreo predictivo para reducir
paradas no planificadas y mejorar la vida útil de los activos.
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Referencias
Prnewswire
(2023) Dennis Willig Appointed CITGO Vice President of Refining; Ryan Vining
Appointed Vice President and General Manager Corpus Christi Refinery
Hoy
presentamos una lista de 20 responsabilidades clave de un Gerente General en
una refinería de petróleo:
1.
Supervisión estratégica
- Definir y ejecutar la estrategia general
de la refinería en alineación con los objetivos corporativos.
2.
Gestión operativa
- Garantizar el funcionamiento eficiente de
las unidades de producción, su mantenimiento y la logística necesaria.
3.
Seguridad y cumplimiento
- Asegurar el cumplimiento de normas de
seguridad industrial y ambientales para minimizar riesgos.
4.
Optimización de procesos
- Implementar mejoras en eficiencia
energética, calidad de productos, flexibilidad operacional y reducción de
costos.
5.
Control financiero
- Administrar el presupuesto, monitorear
costos operativos, manejo de los activos y mejorar la rentabilidad.
6.
Relación con proveedores
- Negociar contratos de suministro de
materias primas y garantizar una cadena de abastecimiento eficiente.
7.
Gestión del talento
- Supervisar el desarrollo profesional del
personal y fomentar una cultura de seguridad, profesionalismo y excelencia.
8.
Innovación tecnológica
- Integrar nuevas tecnologías en procesos de
refinación y confiabilidad de equipos.
9.
Coordinación con organismos reguladores
- Representar a la empresa ante entidades
gubernamentales y cumplir con regulaciones ambientales y fiscales.
10.
Manejo de crisis
- Responder eficazmente a emergencias
operativas, ambientales o laborales.
11.
Evaluación de desempeño
- Analizar indicadores clave de producción,
calidad y seguridad (KPI) para tomar decisiones estratégicas.
12.
Desarrollo de mercados
- Explorar oportunidades de negocio en el
sector energético y petroquímico.
13.
Relación con la comunidad
- Gestionar el impacto social de la
refinería y promover programas de responsabilidad social corporativa.
14.
Coordinación interdepartamental
- Facilitar la comunicación entre
departamentos para optimizar la toma de decisiones.
15.
Mantenimiento y Confiabilidad de Instalaciones y equipos
- Asegurar programas efectivos de
mantenimiento preventivo (Turnarround) y correctivo.
16.
Gestión de costos energéticos
- Reducir el consumo energético mediante
proyectos de eficiencia y sostenibilidad.
17.
Cumplimiento de normativas internacionales
- Adaptar las operaciones a estándares
globales de calidad y seguridad.
18.
Evaluación de inversiones
- Analizar oportunidades de inversión en
infraestructura y expansión de capacidades productivas.
19.
Gestión de riesgos
- Identificar y mitigar riesgos financieros,
operativos y ambientales.
20.
Reporte a la alta dirección
- Presentar informes periódicos con análisis
de desempeño y propuestas estratégicas.
Esta
lista cubre los principales aspectos de la gestión de una refinería de
petróleo, la cual debe ser liderada por un gerente general que contribuya
efectivamente en la continuidad operacional de la refinería de petróleo.
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Construido
en los años 30 para contener el hundimiento del suelo causado por la
explotación petrolera, el muro de la Costa Oriental del Lago de Maracaibo
protegió durante décadas a poblaciones e industrias. Hoy, su abandono desde
2007 lo ha convertido en una bomba de tiempo geotécnica, poniendo en riesgo
inminente a 100.000 habitantes y la infraestructura petrolera venezolana.
I.
Origen en la Era de las Concesionarias (1920s-1970s)
El
muro de contención nació como respuesta al fenómeno de subsidencia (hundimiento
del terreno) provocado por la explotación petrolera intensiva iniciada por la
Royal Dutch Shell en la Costa Oriental del Lago (COL) a principios del siglo
XX. Tras el descubrimiento del pozo Barroso 2 (1922), la extracción masiva de
crudo compactó las capas subterráneas, causando un hundimiento acelerado de
hasta 12 cm anuales. Para 1930, áreas como Lagunillas ya estaban hasta 7 metros
bajo el nivel del lago, amenazando con inundar campos petroleros y poblados.
En
1932, Shell inició la construcción del dique aplicando tecnología holandesa de
control de aguas. La estructura original, de 48 km de longitud, protegía los
campos de Tía Juana, Lagunillas y Bachaquero, consolidándose como una barrera
vital para la industria y las comunidades. Su diseño inicial incluía planchas
de concreto y tierra compactada, con capacidad para resistir sismos de hasta 7
grados Richter.
Figura 1. Zona de afectación en la COL
Luego
se construyeron 103 km de Dique interior, 490 km de canales de drenaje que
protegen los campos de inundaciones, y 34 estaciones de drenaje para desalojar
las aguas de escurrimiento. Para 1986 se decretaron esos sitios afectados como
Áreas de Acción Especial, según Resoluciones 40 y 263 del ex Ministerio de
Desarrollo Urbano, y ambos instrumentos concebían sus eventuales reubicaciones
en áreas urbanas.
II.
Mantenimiento por Maraven y PDVSA (1976-2000s)
Tras
la nacionalización petrolera (1976), Maraven (filial de PDVSA) asumió el
mantenimiento del muro con un enfoque técnico riguroso:
2.1
Creó la Gerencia de Diques y Canales, encargada de monitoreo continuo, sistemas
de drenaje (500 km de canales) y estaciones de bombeo.
Figura 2. Gerencia de Diques y Drenajes dentro de Maraven en la gerencia de Ingeniería y Desarrollo
2.2
Implementó comités de expertos con universidades (UCV, LUZ) para evaluaciones
anuales y simulaciones de riesgos.
2.3
Realizaba mediciones bianuales de subsidencia (desde 1924) para ajustar la
infraestructura. En los 90, la tasa de hundimiento se redujo a 3 cm/año gracias
a técnicas de inyección de agua en yacimientos.
2.4
Inversión sostenida: PDVSA destinó recursos para reparaciones, pantallas
anti-filtración y sistemas digitales de alerta temprana.
Para 1986 se decretaron esos sitios afectados como Áreas de Acción Especial, según Resoluciones 40 y 263 del ex Ministerio de Desarrollo Urbano, y ambos instrumentos concebían sus eventuales reubicaciones en áreas urbanas.
En
1990 fue creado por Decreto Presidencial Nro. 908, el Plan de Contingencia de
la Costa Oriental del Lago de Maracaibo-Plan COLM.
En
1992 en PDVSA, coordinado por INTEVEP se desarrolló el proyecto: Riesgos sísmicos de las instalaciones de la IPPCN, igualmente la filial Maraven desarrolló el Plan
de contingencia contra riesgos de inundación en la Costa Oriental del Lago de
Maracaibo. (Plan COLM)
Este
modelo evitó inundaciones catastróficas durante décadas y protegió a 100,000
habitantes y el 65% de la producción petrolera nacional.
III.Estado Actual: Abandono y Riesgo Inminente
(2007-Presente)
Desde
2007, el mantenimiento del muro se ha deteriorado drásticamente:
3.1
Sistemas inoperativos:
Los
equipos de monitoreo sísmico y control de filtraciones están paralizados,
aumentando el riesgo de colapso.
3.2
Grietas y erosión:
La
falta de reparaciones ha provocado fisuras en la estructura, acumulación de
desechos industriales y saturación de poros que aceleran la licuefacción del
suelo .
3.3
Alerta técnica:
La
Academia Nacional de Ingeniería y Hábitat advierte que un sismo de 4.5 Richter
(común en la región) podría romper el dique, inundando la COL en menos de 20
minutos.
IV.
Impacto Social y Ambiental
4.1
Comunidades en peligro
El
área posee una extensión aproximada a unas 11.300 hectáreas y con una población
alrededor de 100.000 habitantes.
Desechos
petroleros acumulados en el muro contaminan el lago y obstruyen drenajes,
agravando el riesgo de inundaciones.
Conclusión: Una Bomba de Tiempo Geotécnica
El
muro de la COL simboliza la paradoja de la riqueza petrolera venezolana: creado
para contener los efectos de la explotación, hoy su abandono refleja la crisis
de gestión en PDVSA. Urgen acciones como:
3.
Limpiar desechos sólidos que debilitan la estructura.
4.
Reforzar el sistema con tecnología antilicuefacción.
Sin
inversión inmediata, un evento natural podría desencadenar una tragedia humana
y ambiental irreversible, afectando el corazón petrolero de Venezuela.
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