Sobre las reservas de gas de Venezuela (página 2)

Partes: 1, , 3

2. Venezuela es un país importante por sus
   reservas de hidrocarburos.
3. Esas reservas serán explotadas tanto por
   PDVSA, como por las empresas
   independientes que ya operan en el país, entre ellas las
   que recibieron licencias para producir gas no asociado
   en la Plataforma Deltana y en el Golfo de Venezuela,
   las que esperan recibir la licencia para producir las reservas
   de gas de Paria
4. La calidad de las
   reservas obliga a que se desarrollen programas
   concretos para las mismas, en especial para las de crudos
   extrapesados y para las de gas. Es decir,  hay que
   promover la consecución de acuerdos y negociaciones
   con países y empresas, porque eso toma tiempo.
   Estamos hablando de la necesidad de construir importantes
   complejos (tipo Jose) en Venezuela y el exterior para
   mejorar, procesar y refinar esos crudos y sus
   derivados. Con respecto al gas hay que acelerar el desarrollo
   de las reservas de gas libre, así como producir el gas
   asociado de los yacimientos petrolíferos altamente
   agotados.
5. Hay que desarrollar políticas públicas de Estado
   consistentes en el tiempo, para sacarle el mejor provecho a
   esos recursos
6. Es necesario crear un Ente Petrolero (tipo la Agencia
   Nacional del Petróleo – ANP brasilera) para que sea el
   encargado de manejar en la práctica todo lo relacionado
   con las reservas y su explotación, ya que el rol del
   MEP  debe ser solamente el de hacer las políticas
   públicas para el desarrollo del sector (proponer las
   leyes y
   preparar decretos para que la industria de
   los hidrocarburos funcione eficientemente en función
   del desarrollo de la industria).
7. Interesar sobre este tema tan importante a las
   sociedades y
   a los profesionales venezolanos, para que den sus aportes
   alrededor del mismo.

Se plantea una situación técnica de
relevante importancia para las empresas productoras de petróleo y
gas natural,
en especial en el momento actual cuando varias de las más
importantes empresas petroleras del mundo, privadas y estatales,
han corregido hacia abajo sus cálculos de reservas de
hidrocarburos, con el consecuente impacto sobre el valor y la
capitalización de estas empresas en las bolsas de valores
mundiales, afectando de manera sensible el patrimonio de
los accionistas. A la vez que algunos países están
anunciando importantes aumentos de sus reservas. El cálculo de
las reservas de hidrocarburos, el tratamiento, uso y
publicación de esos cálculos, representa un factor
clave para la determinación de la seriedad y fortaleza de
las empresas petroleras, de los países productores y de la
economía
en general.

Venezuela, como uno de los principales países
productores de hidrocarburos y en su carácter de propietaria y accionista
exclusiva de Petróleos de Venezuela, S.A. (PDVSA), una de
las empresas petroleras internacionales con mayor volumen de
reservas, está sujeta al escrutinio y evaluación
de los analistas y mercados
internacionales, y la valoración de esa información es clave para la solicitud y
obtención de financiamiento
internacional y, en consecuencia, para la determinación
del costo que se debe
pagar por ese financiamiento.

Las inconsistencias y errores observados en la
información de reservas de las principales empresas
petroleras mundiales podrían derivarse, en nuestro
entender, de posiciones técnicas,
gerenciales, financieras y políticas, como lo son: el uso
o interpretación de las definiciones de
reservas; el interés de
directivos y gerentes de algunas empresas para mejorar su
posición en las bolsas de valores; y del interés de
los países productores para mantener y mejorar su
influencia en las decisiones sobre cuotas de producción, precios de los
hidrocarburos y para atraer inversiones.

II.
Definiciones

Para comprender con mayor precisión a partir de
qué definiciones y premisas se realizan los
cálculos de las reservas de petróleo y gas, la
causa de las diferencias que pueden existir como consecuencia de
las interpretaciones técnicas de tales definiciones,
así como las revisiones de que son objeto las cifras de
reservas informadas por los países y las empresas
petroleras.

Se presenta a continuación las más
importantes definiciones generales, internacionales y venezolanas
relativas a esta materia.

II.1. Definiciones Generales:

El diccionario de
Oxford (1995) define "Reserve" (Reserva) como "thing reserved for
future use" (cosa reservada para uso futuro), mientras el
Diccionario de la Lengua
Española (XXII edición, 2001) que publica la Real Academia
Española (DRAE) define "Reserva" en su 5ª
acepción como ?"Acción
de destinar un lugar o una cosa, de un modo exclusivo, para un
uso o una persona
determinada"; y en la 15ª acepción lo hace
sinónimo de "Recursos", como
?"elementos disponibles". Sí se busca el significado de
"Recurso" en el DRAE se encontrará en la 7ª
acepción: ?"Conjunto de elementos disponibles para
resolver una necesidad o llevar a cabo una
empresa".

Las definiciones técnicas más generales
que se encuentran en la literatura especializada,
como por ejemplo la que produce la American Association of
Petroleum Geologists (AAPG) relativas a los términos
Recursos y Reservas de hidrocarburos, están acordes con
las definiciones a que se hizo referencia, que publican los
diccionarios,
diferenciando que los Recursos son todas las acumulaciones
de hidrocarburos que existen en una estructura
(recuperables o no), mientras las Reservas se refieren
específicamente a los recursos recuperables de un
yacimiento muy bien delimitado, veamos:

II.2. Definiciones Internacionales

Considerando que las "definiciones generales" antes
descritas, se han prestado a un sin número de
interpretaciones en el tiempo, las organizaciones
Society of Petroleum Engineers (SPE) de los EE.UU. y el World
Petroleum Congress (WPC), en línea con la AAPG y la SEC
realizaron un extenso trabajo
durante 4 años (1994-1997) y produjeron las definiciones
de reservas más completas existentes hasta la fecha, que
son las que utiliza la mayor parte de las empresas y
gobiernos:

Reservas Probadas: Estas se definen
como, "Aquellas cantidades de petróleo que, por análisis geológicos y los datos de ingeniería, pueden estimarse con razonable
certeza que serán recuperables comercialmente, de una
fecha dada hacia adelante, de yacimientos conocidos y bajo las
condiciones económicas actuales, siguiendo métodos
operacionales en práctica y regulaciones gubernamentales
vigentes. . . Si se usan métodos determinísticos
para los cálculos, el término razonable certeza
expresa un grado alto de confianza que las cantidades calculadas
se recuperarán. Si se usan métodos
probabilísticos, debe haber por lo menos un 90% de
probabilidad
que las cantidades reales recuperables serán iguales o
excederán los estimados.

El establecimiento de condiciones económicas
actuales debe incluir precios históricos representativos
del petróleo y los costos asociados,
y puede involucrar un período promedio que es consistente
con el propósito de la estimación de las reservas,
apropiadas obligaciones
contractuales y los procedimientos
corporativos y regulaciones gubernamentales, que involucran las
reservas que se están reportando."

Para el caso de Venezuela, se añadiría que
al tratar de incorporar los petróleos no convencionales, a
las reservas de una empresa o
país, habrá que considerar que más
importante que producirlos, como lo establece la
definición, será la factibilidad de
procesarlos para mejorarlos y luego disponer de la capacidad de
refinación adecuada, necesaria para obtener los productos que
requiere el mercado. Para
contabilizar esos crudos como reservas tendrán que
considerarse la construcción de nuevas unidades de
mejoramiento y refinación.

En el caso de los bitúmenes naturales, su
contabilización como reserva presenta otras dificultades,
ya que tendría que considerarse igualmente su oportunidad
real de comercializarlos como combustible primario, sin pasar por
procesos de
mejoramiento o refinación. Entre los crudos no
convencionales identificados a nivel mundial se pueden considerar
el crudo extrapesado y el bitumen natural producidos en la faja
Petrolífera del Orinoco, este último para la
producción de Orimulsión®, las arenas
bituminosas o arenas de alquitrán ("tar sands" o "oil
sands") típicas de la provincia de Alberta en
Canadá, o los esquistos de petróleo que se
encuentran en los EE.UU. y Rusia,

Reservas probables: Esta
categoría incluye, "Aquellas reservas no probadas que los
análisis geológicos y los datos de
ingeniería sugieren que es muy probable que no sean
comercialmente recuperables. En este contexto, cuando se usan los
métodos probabilísticos, debe haber por lo menos un
50% de probabilidad que las cantidades reales a recuperar,
igualarán o excederán las reservas probadas
más las reservas probables."

Reservas posibles: Según las nuevas
definiciones estas serán, "Aquellas reservas no probadas
que los análisis geológicos y los datos de
ingeniería sugieren que serán posiblemente menos
recuperables que las reservas probables. En este contexto, cuando
se usan los métodos probabilísticos, debe existir
por lo menos un 10% de probabilidad que por lo menos las
cantidades reales a recuperar serán iguales o
excederán las reservas probadas más las probables
más las posibles estimadas."

A pesar de existir estas sólidas definiciones,
parece que todavía se está lejos de resolver el
problema de lo que se considera reservas. Veamos la sería
observación del especialista L.F. (Buzz)
Ivanhoe, quien analizando las reservas que presenta anualmente la
revista
especializada Oil and Gas Journal (O&GJ), dice:

?"el análisis de las reservas mundiales de
petróleo es altamente engañoso. Cualquier estudio
serio requiere que todas las reservas presentadas, se basen en
data similar para todos los países, para evitar comparar
peras con manzanas? los últimos números del
O&GJ muestran 65 de un total de 95 países productores
con las mismas cifras de reservas entre un año y otro. No
hay indicios de que quieran separar "reservas probadas" de
"recursos". Los peores violadores son los países de la
OPEP, los cuales
han reportado idénticas reservas durante los
últimos 10 años. ¡Otro caso es el de Rusia
que presenta un número entero seguido de 7 ceros! En
cambio
México
que acogió la metodología de la SEC redujo sus reservas
de 40 Gb (millardos de barriles) a finales de 1997 a 28,3 Gb a
finales de 2000 y a 12,6 Gb a finales de 2002? el O&GJ le
añadió 174,8 Gb de arenas bituminosas a las
reservas del año pasado de Canadá que eran de 5,2
Gb"?

Mientras tanto otro especialista el profesor Bill
Kovarik parece no hacer caso a cualquier tipo de cifra o
definición, y en forma drástica y tajante, tratando
que las cifras de reservas no se manipulen declara:

?"Las reservas probadas no son una
medida de suministro futuro"?

II.3. Definiciones en la normativa
venezolana

En concordancia con las definiciones internacionalmente
aceptadas, el Ministerio de Energía y Minas ha establecido
las definiciones oficiales para Venezuela y aparecen cada
año en su informe
Petróleo y Otros Datos Estadísticos (PODE) Por
supuesto, son las que utilizaba la desaparecida Coordinación de Exploración y
Producción de Pdvsa.

Presentadas las definiciones, tanto internacionales como
las utilizadas en Venezuela, se puede concluir que el
carácter de reserva probada de un recurso de hidrocarburo
lo define la factibilidad de producirlo en el tiempo bajo las
condiciones técnicas y económicas existentes para
la fecha de su determinación.

Vale destacar que de acuerdo a la definición
arriba descrita, las reservas probadas se podrían
incrementar simplemente suponiendo que los ingenieros de
yacimientos y los geólogos cambian las condiciones
técnicas y/o las económicas de alguna
porción de las reservas probadas y/o probables. Por
supuesto tienen que existir estas últimas, para que ello
ocurra en ese caso.

III.
Cálculo de las reservas de petróleo y de gas
asociado

La metodología aprobada por el MEP, que se
utiliza para calcular el número que representará
las reservas probadas, tiene dos componentes. Uno de
carácter netamente físico y otro de carácter
económico. Estos componentes a su vez están
conformados por una serie de variables no
muy fáciles de determinar, y a la vez factibles de
modificar una vez establecidos. Hay varios métodos para
calcular las reservas:

III.1 Métodos
volumétricos

El método
volumétrico para calcular las reservas de petróleo
y gas es el más sencillo, trabaja con las propiedades de
los fluidos y la roca reservorio ó yacimiento que los
contienen. Hay un término inicial que es necesario
calcular: el petróleo original en sitio –
POES, es decir, la cantidad total de petróleo
existente en determinado yacimiento, que luego, al multiplicarlo
por el factor de recobro obtendremos las
reservas primarias recuperables.

III.2. Métodos numéricos

Adicionalmente a los métodos volumétricos,
de curvas de declinación, y los de balance de materiales,
que podemos identificar como manuales, existen
hoy en día los métodos
numéricos, que manejan los potentes simuladores que se
han desarrollado para tal efecto, para predecir el comportamiento
de los yacimientos, y por ende sus reservas remanentes
recuperables. Los simuladores pueden ser de una, dos o tres
dimensiones, siendo estos últimos los más
sofisticados 8.

Como referencia, se presentan los valores
promedio de recobro de petróleo por mecanismos primarios
de producción10que se utilizan como referencia
en la industria petrolera, calculados por los
métodos antes señalados:

Gas en Solución 5 a 20 %

Empuje de la Capa de Gas 20 a 40 %

Empuje de Agua 30 a 60
%

Segregación Gravitacional 25 a 80 %

Hasta aquí se han calculado las reservas
recuperables por mecanismos primarios de producción.
Adicionalmente hay un volumen importante del POES que puede ser
producido con métodos de recuperación secundaria y
terciaria, tales como la inyección de gas, agua, gas y
agua combinados, la inyección de polímeros,
CO2, surfactantes, GLP, vapor, etc. La decisión
de aplicar métodos de recuperación adicional, va a
depender de los parámetros económicos que entran en
juego en el
negocio, en especial los relacionados con los precios del
petróleo y del gas natural, que al final son los que van a
servir para decidir sí lo que en algún momento se
consideró como reserva probable, será producible o
no, es decir, convertirse en reserva probada.

Establecidas las reservas recuperables y tomadas las
decisiones económicas respectivas, viene el proceso de
establecer el modelo
óptimo de explotación del yacimiento, modelo este
asociado al tipo, número, arreglo y ubicación de
los pozos a perforarse durante la vida del yacimiento, ya que
estos representan la mayor inversión a realizarse para explotar las
reservas.

Vale recordar que en teoría
un solo pozo bastaría para drenar totalmente las reservas
de un yacimiento, pero el tiempo de explotación
sería infinito, y por supuesto no económico. Es
práctica actual que cada pozo produzca a su máxima
capacidad, controlando solamente la producción de gas y
agua, para no desperdiciar la energía natural del
yacimiento y reducir los costos de reparación de los
mismos.

Resumiendo, establecido el factor de recobro final,
incluyendo la recuperación secundaria y terciaria, queda
claro que solamente una porción de todo el
petróleo descubierto puede ser recuperado (más
adelante se informa que mundialmente el factor de recobro del
petróleo está en 30%), sencillamente porque
después de un nivel de producción acumulada, el
petróleo remanente no es movible, por la forma como
interactúan los fluidos del yacimiento con las
características de la roca que sirve como reservorio. Este
es un punto donde las tecnologías de recuperación
terciaria lucen que están llegando a su límite? a
menos que cambien algunos paradigmas.

En el caso de Venezuela las cifras de reservas
remanentes ya incluyen las estimadas a producir con
recuperación secundaria. El factor de recobro promedio de
los crudos condensados, livianos y medianos de Venezuela es de
30%, y en el Plan de
Negocios de PDVSA 1999-2008 se planificó elevarlo a
35%, con lo cual se estaría dejando en los yacimientos el
65% del petróleo descubierto. Por cierto, a nivel mundial
el promedio también está en 30% (ver
http://www.gasandoil.com/goc/features/
de 08 09 04). Es decir, que de cada 100 barriles que se
descubren solamente se estima se recuperarán 30
barriles.

En el caso de la Faja Petrolífera del Orinoco el
factor de recobro que se está utilizando es de 9,6%,
acorde con presentación de PDVSA en la Convención
Internacional de Gas de Venezuela en 2001 . Para los menos
entendidos en la materia petrolera debe ser preocupante
éste alto porcentaje de petróleo que los ingenieros
dejan en el subsuelo, después de todos los esfuerzos
económicos que se requirieron para descubrirlo.

IV. Revisión de
las reservas en Venezuela

A continuación se analizan los elementos que se
utilizan para modificar las reservas remanentes en Venezuela. A
partir de estos conceptos se hará un análisis de la
evolución de los cambios experimentados en
las cifras de reservas reportados por el Ministerio de
Energía y Petróleo durante el período 1976 ?
2003, y en fechas más específicas. Igualmente, se
presentarán las explicaciones dadas por el vocero oficial
y por la estatal petrolera. Así como las observaciones
realizadas por algunos expertos internacionales.

IV.1 Elementos para la revisión de las
reservas

En Venezuela el Ministerio de Energía y
Petróleo en sus "Definiciones y normas de las
reservas de hidrocarburos", publicadas en octubre 2000, ha
establecido tres conceptos para la modificación de
reservas cuyas definiciones pueden leerse en cualquier
edición del PODE. Resumiendo se definen como
sigue:

1. Los descubrimientos, que son las
   reservas de petróleo crudo, bitumen natural, condensado
   natural, y gas natural que el juicio técnico permite
   asignar con razonable certeza a aquellos yacimientos
   recién puestos en evidencia por un pozo exploratorio y/o
   de avanzada descubridor.
2. Las extensiones, que son
   volúmenes de petróleo que se añaden a las
   reservas probadas como resultado de la terminación o
   completación de pozos fuera del área probada, es
   decir, por la actividad de pozos de avanzada
3. Las revisiones, que son cambios
   positivos o negativos del volumen de reservas probadas de un
   yacimiento, como consecuencia de su comportamiento, de la
   reinterpretación de sus parámetros, de una
   reinterpretación geológica o de proyectos de
   recuperación secundaria.

Con respecto a estos tres conceptos, vale destacar que
las extensiones por la perforación de pozos de
avanzada y las revisiones por la incorporación de
nuevos proyectos de recuperación adicional, en muchos
casos las empresas incorporan volúmenes importantes de
reservas de antemano por esos conceptos, y luego dichos planes no
se materializan, pero los barriles incorporados no son deducidos
en su oportunidad. Esta es de las actividades que debe vigilar
rutinariamente en Ente petrolero antes de publicar
periódicamente las reservas remanentes del
país.

Adicionalmente a estos tres conceptos para incorporar o
reducir las reservas, más recientemente el MEM
incorporó el concepto de
reparación y recompletación de pozos que adicionan
reservas, generalmente clasificadas como probables.

A continuación se analizará cual ha sido
el aporte de estos tres conceptos en el balance de reservas
probadas de Venezuela desde 1976 hasta el año
2002.

IV.2. Sobre los cambios de reservas en
Venezuela

Las reservas de petróleo de Venezuela pasaron de
18.390 millones de barriles (MMB) reportadas para finales de 1975
– año de la "Nacionalización" de la industria de
los hidrocarburos – a 77.306 MMB para finales de 2002, incluyendo
condensados de formación y bitumen para la
producción de Orimulsión® . Sobre la calidad de
las reservas, el MEP ha establecido en la Normas, desde 1964, los
rangos de gravedades API que deben regir para los diferentes
crudos que se producen en Venezuela (los condensados y
bitúmenes fueron incorporados posteriormente):

Es importante señalar que del total de reservas
que se declaró tenía el país para fines del
año 2002, el 76% (52,8 MMMB) corresponde a crudos pesados
y extrapesados, con gravedades hasta 21,9º API y solamente
el 24% (24,4 MMMB) a crudos medianos, livianos y condensados, es
decir, de gravedades mayores a 21,9º API. Sobre la
importancia de tomar en cuenta estas relaciones porcentuales y
sus implicaciones para tomar decisiones sobre la forma de
producirlas, se discutirá más adelante.

Ahora bien, del total de reservas de crudos pesados y
extrapesados presentadas, el 67% (35,4 MMMB) corresponden a los
extrapesados y solamente 33% (17,4 MMMB) a los pesados. Estas
relaciones deben ser tomadas en cuenta en la propuesta para
validar las reservas de gas, ya que a estos crudos se le
están asignando volúmenes importantes de gas
asociado.

A continuación se analizará como han
cambiado las reservas remanentes desde el año de la
"nacionalización", haciendo énfasis en los
períodos 1976-1988 y 1989-2002, como se muestra en la
Tabla Nº 2:

TABLA Nº 2

VENEZUELA RESERVAS DE PETROLEO 1976 ?
2002

(Millones de barriles)

• Durante el período 1976 ? 1988 se incorporaron
  49.621 MMB de reservas, de las cuales el 13,6% fue aportado por
  descubrimientos, gracias a la perforación de 395 pozos
  exploratorios, 7,2% por extensiones y 79,2% por revisiones. Al
  descontar la producción acumulada de 9.507 MMB, las
  reservas remanentes para el 31 de diciembre de 1988 se situaron
  en 58.404 MMB. En el período en cuestión se
  descubrieron 40 campos petrolíferos.
• Por otra parte, durante los últimos 14
  años (1989 ? 2002), las incorporaciones totalizaron
  32.777 MMB, con un aporte de 10,5% por descubrimientos, con la
  perforación de 71 pozos exploratorios, 6,9% por
  extensiones y 82,6% por revisiones. Aquí vale la pena
  destacar que a nivel mundial estadísticas relacionadas con las 10
  empresas petroleras más grandes informan que durante
  período 1993 ? 2002 los descubrimientos con actividad
  exploratoria representó el 50% del incremento de
  reservas, correspondiéndole el otro 50% a
   las revisiones en general. Por lo que
  luce alto los volúmenes incorporados por revisiones en
  el caso de Venezuela. Esto debe ser motivo de revisión
  en el pocos de validación de las reservas que se propone
  en este trabajo.
• La producción acumulada ascendió a
  13.975 MMB y las reservas remanentes para finales del
  año 2002 se situaron en 77.306 MMB. (Esta cifra difiere
  en unos 140 MMB con relación a la información
  presentada a la SEC). Según el PODE de 1989 en ese
  año se hizo el descubrimiento del último campo
  petrolífero de Venezuela. Aunque la página
  Web de PDVSA informa de descubrimientos más
  recientes.
• Resumiendo, durante el período 1976-2002 se
  incorporaron reservas probadas de 86.610 MMB, de las cuales el
  12,3% fue aportado por los descubrimientos, 7,1% por
  extensiones, y un significativo 80,6% por "revisiones". Los
  detalles de los cambios anuales experimentados en las cifras de
  reservas durante el período 1975-2002, discriminadas por
  descubrimientos, extensiones y revisiones, se presentan en la
  serie estadística preparada por el autor (TABLA
  Nº 3)

TABLA Nº 3 CAMBIO EN LAS
RESERVAS, PRODUCCIÓN ANUAL REVISIONES Y

DESCUBRIMIENTOS DE CAMPOS (a)
MMBls

(*) El Autor preparó estas series
cronológicas a partir del PODE de los años 1979,
1989, 1998, 2000 y 2002 . (a)Las reservas probadas de
petróleo y bitumen incluyen los condensados de
formación y bitumen para la Formación de
Orimulsión. ( ) No hay consistencia en las cifras de 1979
en los PODE 1979 y 1989 Se usaron las del PODE 1979 Incluye
reservas de la Faja del Orinoco a partir de 1982 (PODE 1989). **
Completados Como productores de petróleo ó gas.
Comprende los pozos tipo A-2a, A-2b, A-2c y A-3

*** Los PODE 1998, 2000 y 2002 eliminaron las series
históricas de los pozos exploratorios descubridores de
nuevos campos

• Del análisis de estas cifras de reservas
  petrolíferas surge la pregunta ¿Qué
  situaciones especiales ocurrieron durante el período
  1976-1988 para que se realizaran revisiones de 49.679 MMB? Y si
  revisamos con mayor detenimiento la Tabla Nº 3 de
  reservas, nos preguntamos ¿Qué ocurrió
  entre 1984 y 1988 para que se incrementaran las reservas en
  30.476 MMB?, es decir, que en apenas 4 años las reservas
  remanentes se incrementaron en un volumen similar al de los 14
  años siguientes (1989-2002). La primera respuesta la
  encontramos en forma muy escueta al pié de la Tabla que
  informa de los cambios en las reservas en la edición del
  PODE de 1989, donde se lee que a partir de 1982 se incluyen las
  reservas de la Faja Petrolífera del Orinoco y
  sólo en 1986 se incorporaron 26.065 MMB por
  revisiones.

IV.3. Razones dadas por el Ministerio de
Energía y Petróleo

La información oficial más completa sobre
los cambios de reservas antes mencionados aparece en el informe
quinquenal 1984-1988 preparado por el MEP, donde se lee
textualmente lo siguiente:

• ?"Entre los hechos resaltantes de este esfuerzo
  exploratorio, cabe destacar los descubrimientos de grandes
  yacimientos al norte del Estado Monagas, ?los hallazgos
  realizados en yacimientos profundos de la Cuenca del Lago de
  Maracaibo, la culminación de la evaluación y
  cuantificación de la Faja Petrolífera del
  Orinoco, los descubrimientos de yacimientos de petróleos
  livianos en el Estado
  Apure y el establecimiento por parte del Despacho de las nuevas
  normas y definiciones sobre reservas de hidrocarburos, con el
  objeto de sincerar los cálculos de las reservas de
  petróleo y gas natural agregadas por la industria
  petrolera"?
• ?"Merece destacarse que las reservas de
  petróleo de la Faja Petrolífera del Orinoco,
  aprobadas durante el quinquenio, fueron de 3.700 millones de
  metros cúbicos (23.000 millones de barriles, lo que
  sitúa las reservas probadas de dicha Faja en 4.400
  millones de metros cúbicos (27.800 millones de
  barriles)"?
• ?"Como resultado de la actividad exploratoria durante
  este lapso, las reservas de petróleo del país se
  incrementaron en 5.700 millones de metros cúbicos
  (35.800 millones de barriles) y las de gas en 1,5 billones de
  metros cúbicos (53 billones de pies cúbicos, lo
  que permitió que las reservas de petróleo totales
  se elevaron, para el 31 de diciembre de 1988, a 9.300 millones
  de metros cúbicos (58.400 millones de barriles) y las de
  gas natural a 3,0 billones de metros cúbicos (106,1
  billones de pies cúbicos)"?
• Lo antes señalado está algo más
  claro en las Memoria y
  Cuenta de los años 1986 y 1987 que el MEP
  presentó al Congreso Nacional de la
  República. En esos documentos se
  lee lo siguiente:
• ?"Durante el año 1986 el ahora Ministerio de
  Energía y Petróleo emprendió el
  análisis de las reservas probadas de Venezuela con miras
  a situar la estimación de ellas dentro de las
  definiciones técnicas consideradas válidas a
  nivel internacional"?
• Al efecto, la Dirección General Sectorial de
  Hidrocarburos, nombró una comisión de expertos
  que incluyó tres representantes del Despacho y uno de
  Pdvsa. Esta comisión se dedicó a la
  revisión de las reservas probadas, probables (semi
  probadas), y posibles"?
• ?"La revisión efectuada (en 1986)
  estableció claramente el celo técnico y el
  riguroso conservadurismo imperante en las cifras oficiales.
  Esta situación se debía especialmente a los
  criterios generales, prevalecientes durante la época
  concesionaria, en torno a la
  incidencia de los estimados de reservas sobre el cálculo
  de impuestos y las
  depreciaciones por agotamiento"?
• ?"La Comisión Ministerial encontró que
  una gran parte de esos prospectos probables constituyen en
  realidad áreas probadas y como tales fueron incorporados
  a las reservas probadas nacionales"?"El trabajo
  basó las incorporaciones de reservas en las definiciones
  aceptadas universalmente por los Congresos Mundiales de
  Petróleo, la Sociedad de
  Ingenieros de Petróleo de Norteamérica y la
  Asociación Americana de Geólogos de
  Petróleo"?"Vale la pena subrayar que este nivel revisado
  de las reservas probadas de petróleo (55.500 millones de
  barriles para el cierre de 1986) es perfectamente auditable por
  cualquier grupo de
  expertos en la materia, tanto desde el punto de vista
  geológico como de ingeniería de
  yacimientos"?
• ?"Durante el año (1987) el entonces Ministerio
  de Energía y Minas elaboró el nuevo Manual de
  Definiciones y Normas para las reservas de petróleo
  crudo, gas natural, condensado, líquidos del gas natural
  y substancias asociadas" así ? "Las reservas probadas
  remanentes de petróleo crudo, para el 31 de diciembre de
  1987, ascendieron a 9.243 millones de metros cúbicos
  (58.137 millones de barriles). Asimismo, las reservas probadas
  remanentes de gas natural se elevaron de 2,6 a 2,7 billones de
  metros cúbicos (de 91,8 a 95,3 billones de pies
  cúbicos)"?

Con relación a la elaboración de nuevas
Normas, vale decir que ya desde el año 1964 el MEP enviaba
Oficios-Circulares en materia de Normas para estimar las reservas
a las 17 empresas que operaban en el país.

De las razones expuestas por el Ministerio de
Energía y Petróleo se desprende que tales cambios
son "perfectamente auditables", es decir, que cumplen con todos
los requisitos en materia de definiciones internacionales, por lo
tanto, las cuatro empresas que realizan operaciones de
producción en la Faja Petrolífera del Orinoco
(Petrozuata, Cerro Negro, Sincor y Ameriven) muy bien
podrían incorporar la mayor porción de las reservas
ubicadas en sus respectivas áreas.

Sobre todo si se evalúa que en los países
en desarrollo se pasará de un consumo de
carbón de 39.4 cuadrillones (1015 ) de Btu en
2001 a 62,8 cuadrillones de Btu en 2020. Valga decir que un
cuadrillón de Btu es equivalente a 1 trillón de
pies cúbicos de gas, es decir 170 millones de barriles de
petróleo.

Sin embargo, antes de tomarse esta decisión
habría que hacer la siguiente observación. Una cosa
es estar en capacidad de producir tales reservas y la otra, no
menos determinante, estar en la factibilidad de comercializarlas.
Hoy por hoy se sabe que el número de refinerías
diseñadas especialmente para mejorar y procesar ese tipo
de crudos de forma económica es muy limitado. La buena
noticia es que las refinerías que procesan principalmente
crudos livianos y medianos están considerando el uso de
nuevas
tecnologías para refinar lo que denominan "oportunity
crudes" (crudos de oportunidad) es decir, crudos que en el
mercado se cotizan más barato por su alto contenido de
azufre y metales
(Hydrocarbon Processing de junio 2004)

PetroleumWorld en Español en
su página Web de fecha 13
de octubre 2004 recoge las declaraciones del ministro de
Energía y Petróleo sobre la "certificación"
por terceros de las reservas de la Faja Petrolífera del
Orinoco y sobre la eliminación del término
Bitúmen Natural del léxico petrolero
venezolano. Por lo trascendental y el impacto que puedan tener
estas declaraciones, me permito reproducirlas en su
totalidad:

" Estamos decididos a
incorporar las reservas de la Faja como reservas de
petróleo, y vamos a trabajar para certificar e incluir
esos 232 mil millones de barriles; serán certificadas
por terceros para que no quede duda en donde están las
reservas en este hemisferio", comentó.
La certificación contemplará todos las reservas
de crudo que se encuentran en la faja del Orinoco, que incluye
hidrocarburos de diversos grados, en su mayoría
extra-pesados; es decir; inferior a 10° API (American
Petroleum Institute).
Aunque la Faja del Orinoco, era catalogada en el pasado como
bituminosa, actualmente no lo es ya que hemos eliminado de
nuestra información la referencia a reservas
bituminosas.

"Nosotros borramos de nuestro
anuario estadístico, e información oficial,
cualquier referencia al bitúmen. En Venezuela no hay
bitúmen natural", insistió Ramírez, quien recordó que este
tipo de recurso sí existe en Canadá, donde es
extraído a través de una forma de
producción minera, con palas de extracción que no
semejan en nada a la extracción de la Faja.

Comentó que quienes pretendían entregar la Faja,
quitaban la posibilidad de que ese crudo fuese liquidado y
valorizado como petróleo, por lo cual la Organización Mundial de Comercio se
apresuró a eliminar restricciones arancelarias a la
Orimulsión, "porque por supuesto, si los grandes
consumidores ven que existe un país que está
dispuesto a convertir 1.2 billones de crudo extra-pesado en
carbón, ellos estarían felices con este
tema".

Por lo demás, esta
decisión del MEP presenta una excelente oportunidad para
las Sociedades profesionales y para sus miembros, que actuando
como consultores e ingenieros independientes podrán
participar en este tortuoso trabajo como lo será la
certificación de las reservas "más grandes de este
hemisferio".

IV.4. La posición de PDVSA

En la edición Nº 14 del Congreso Mundial de
Petróleo, celebrado en el año 1994, los expertos de
PDVSA Juan V. Roger y Simón Antunez presentaron el
trabajo "Use and implementation of
SPE and WPC Petroleum reserves definitions"
donde explican los incrementos de las reservas venezolanas
ocurridas en 1986, atribuyéndoselo a la aplicación
de las definiciones de reservas que estableció la SPE y el
WPC, en el trabajo que coordinó el venezolano
Aníbal R. Martínez 17 Aclaran en su
trabajo que la mayor parte de las reservas añadidas
están ubicadas en la Faja petrolífera del Orinoco.
Más tarde, Petróleos de Venezuela
Exploración y Producción, además de las
razones expuestas por el MEP y por los expertos Martínez,
Roger y Antunez, tomó la decisión de ampliar
el
conocimiento de todos los recursos de hidrocarburos. En esa
dirección, en su Plan de Negocios
1998-2008, en lo referente a la "Orientación
Estratégica del Negocio de Producción" se
planteó:

?"Mejorar el conocimiento
del POES y de las Reservas a través de Estudios Integrados
de Yacimientos, con el objetivo de
pasar el factor de recobro promedio de los yacimientos de un 35%
a 90%"?

Esta decisión de la estatal petrolera se puede
interpretar como la necesidad que se tenía que todas las
reservas del país estuvieran técnicamente validadas
y respaldadas con las técnicas más modernas de la
ingeniería de petróleo como son los "Estudios
Integrados". Igualmente, que para la fecha de la
elaboración del Plan antes mencionado, 1998, solo el 35%
de las reservas estaban suficientemente estudiadas, esto es,
siguiendo las prácticas ingenieriles más
actualizadas.

Hay otro elemento a considerar, como lo es la
posibilidad real de producir las reservas probadas remanentes de
cualquier campo. Es el hecho que estas están
íntimamente asociadas al número de pozos capaces de
producir tales reservas. Y estos pozos a su vez, influenciados
cada día por la la declinación (física y mecánica) o agotamiento natural de los
yacimientos. Como dato, la declinación promedio de los
yacimientos en Venezuela se ha establecido en un 23 % promedio. A
nivel mundial la declinación de produccin se situa entre
el 5% y el 11%. En el caso de Venezuela el número de pozos
perforados, capaces de producir pero cerrados según las
Normas del MEP, se ha incrementado en los últimos
años:

Por ejemplo para el primer año de la
estatización existían 21.230 pozos capaces de
producir, de los cuales 9.360 estaban cerrados. Diez años
más tarde, al 31-12-1986 había 26.239 pozos capaces
de producir, de los cuales 16.385 estaban cerrados. Al
31-12-2002, de 35.605 pozos capaces de producir, de estos solo
16.568 estaban produciendo, el resto estaban cerrados.

Resumiendo, el número de pozos cerrados
pasó del 44,1% el primer año de la
estatización a 53,5% en el 2002. Así
también, el rendimiento de producción promedio por
pozo ha descendido de 306 barriles diarios por pozo (b/d/pozo) en
1970, cuando se produjo un promedio 3.708.000 b/d (lo
máximo que se ha producido en Venezuela), a 194 b/d/pozo
en 1986, a 183 b/d/pozo en 2002.

En el año 2003 se estima que el número de
pozos activos
disminuyó con respecto al año anterior, así
como los pozos nuevos, por la disminución en el
número de taladros activos. Las cifras actuales no han
sido presentadas por el MEP ni Pdvsa.

Esta situación debe ser estudiada para determinar
el efecto que tendrán en la producción de las
reservas remanentes. Los detalles de la producción cerrada
asociada a estos pozos no aparece en el PODE, por lo que se
recomienda al MEP incluir esta información, por rango de
producción.

Para enfatizar la oportunidad y posibilidad real de
reestablecer la producción de los pozos cerrados pero
capaces de producir en Venezuela, y por lo tanto para recuperar
las reservas remanentes asociadas a dichos pozos, me
permitiré presentar en la siguiente Tabla la
situación de los pozos productores en los EE.UU para el
año 2002, según la Agencia de Información de
Energía (EIA por sus siglas en inglés). Los detalles de esta importante
información se pueden obtener en la página Web de
la Agencia gubernamental norteaméricana.

TABLA No 4 POZOS PRODUCTORES DE PETRÓLEO EN LOS
EE. UU.

AÑ0 2002 (Fuente EIA)

Resumiendo, para 2002 había en los EE.UU 319.176
pozos productores de petróleo, de los cuales el 50,1%
produjo 100 barriles diarios (B/D) o menos, y más
crítico aún, de ese total, 260.466 pozos produjeron
15 B/D o menos, que sumados aportaron el 17,9% de la
producción de crudo. Y como si fuera poco, 237.321 pozos
estaban en el rango de producción entre 0 y 10 B/D (vr
cifras en cursivas), es decir, el 74,4% de los pozos productores,
los cuales a su vez aportaron el 12,5% de la producción de
la nación
del norte. Otro dato, a nivel mundial el 70% de la
producción proviene de campos maduros, altamente agotados,
y sus factores de recobro promedian 30% – 40% y no
más.

Otro factor a tomar en cuenta en la revisión de
las reservas se señalará brevemente, y se trata de
lo relacionado con los límites de
producción por pozo y por campo que estableció el
MEP para estimar los recobros finales. En la TABLA Nº 4 se
presentan los límites antes mencionados para un grupo de
campos ubicados en la cuenca de Maracaibo, así como
algunos de la Faja Petrolífera del Orinoco.

Se observa que campos contentivos de crudos extrapesados
como los de la Faja tienen los mismos límites de
producción por pozo de un campo que produce crudos
livianos y condensados como los de la Concepción, pero a
la vez los límites de producción por campos son
mayores en la Faja que en el campo de crudo liviano la
Concepción.

Lo mismo se observa al comparar las cifras del campo
Boscán, productor de crudos pesados con campos productores
de crudos medianos, livianos y condensados, como Lama, Lamar y La
Paz. Es obvia la disparidad existente entre campos con crudos de
calidades tan disímiles, que pareciera deben ser
revisados.

TABLA Nº 5 LÍMITES DE PRODUCCIÓN
POR POZO Y POR CAMPO DE ALGUNOS CAMPOS DEL OCCIDENTE DE
VENEZUELA

Partes: 1, 2, 3