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Sobre las reservas de gas de Venezuela (página 3)



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Partes: 1, , 3

Finalmente, para cerrar el tema de los factores que
influyen en la revisión de las reservas se
señalará brevemente lo relacionado con las reservas
remanentes desarrolladas y no desarrolladas. Valga recordar que
acorde con las Normas del MEP
las Reservas desarrolladas se espera que sean recuperables con
los pozos existentes (incluidas las que están
detrás de la tubería de los pozos perforados),
así como con procesos de
recuperación adicional, sí existen las facilidades
de producción como estaciones de
recolección, o cuando los costos asociados
son relativamente menores. Las No desarrolladas necesitan de la
perforación de nuevos pozos ó están ubicadas
en áreas no perforadas, y en general requieren de grandes
inversiones.

En la TABLA Nº 6 se presentan las reservas
remanentes desarrolladas y no desarrolladas de un conjunto de
campos de la Cuenca de Maracaibo, así como de la Faja
Petrolífera del Orinoco, pertenecientes a la extinta
Maraven, S.A.-filial de PDVSA, agrupados por tipo de crudos.
Según su producción acumulada los campos
contentivos de crudos condensados, livianos, medianos y pesados
presentan grados de agotamiento superiores al 60,0%, sin embargo
el 70,0% de las reservas remanentes aparecen como no
desarrolladas, sabiendo que cualquiera de esos campos tienen
más de 50 años en explotación.

En el caso de la Faja la situación es
comprensible ya que casi el 100,0% de las reservas remanentes
continúan sin desarrollar. Otro ejemplo sería el de
la exfilial de PDVSA Lagoven, S.A. que en sus áreas de
operaciones
del occidente de Venezuela
presenta reservas remanentes desarrolladas de 3,6 MMMB y no
desarrolladas de 6,5 MMMB. Sugerimos que esta situación
también debe ser revisada.

TABLA Nº 6 SOBRE RESERVAS
DESARROLLADAS Y NO DESARROLLADAS

IV.5. Sobre la calidad de las
reservas

Veamos que dice la historia de
producción de Venezuela. El MEP en sus informe PODE
(1989) da la cifra inicial de 17,8º API como la calidad
promedio de los crudos producidos en el año 1917,
alcanzando el máximo de calidad en el año 1949
cuando llegó a producirse crudos con una calidad promedio
de 26,6º API. A partir de esa fecha desciende la calidad
producida a niveles tan bajos como 23,2º API en 1984, para
elevarse nuevamente hasta llegar a los niveles actuales de
25,2º API (2002).

A continuación se presenta un resumen de la
calidad de los crudos producidos en 2002:

Antes se destacó que del total de reservas
remanentes el 76% corresponden a crudos pesados y extrapesados
(hasta 21,9º API) y solo el 24% a crudos condensados,
livianos y medianos (mayores de 21,9º API). En la actualidad
el 56,5 % de la producción es mayor a 21,9º API, es
decir que se están produciendo crudos de los que se tiene
menos reservas, y que a la vez son los que rinden más en
las refinerías, para producir los derivados que requiere
el mercado interno
nacional, como lo son las gasolinas, el combustible diesel y
gasoleo y el gas licuado de
petróleo (GLP).

IV.6. Observaciones de expertos
internacionales

Los especialistas Colin J. Campbell y Jean
Laherrère le atribuyen el brusco cambio de las
reservas de Venezuela al forcejeo por las cuotas de
producción que comenzó a ocurrir en los años
80 en la OPEP

Campbell preparó una tabla analítica
(TABLA Nº 7) para explicar la situación de los
países de la OPEP en materia de
reservas petroleras entre 1980 y 1990. Se observa claramente en
esa tabla que los casos de Irak en 1983 y
en 1988, Kuwait en 1985, Abú Dhabi en 1988, Dubai en 1988,
Irán en 1988, Venezuela en 1988 y Arabia Saudita en 1990,
no son para ellos fáciles de explicar.

TABLA Nº 7 CAMBIO DE RESERVAS DE PAÍSES
DE LA OPEP (MMMB ó Gb) con los
Incrementos Sospechosos

Año

Abú Dhabi

Dubai

Irán

Irak

Kuwait

Arabia Saudita *

Venezuela

La Cantidad
espuria

1980

28,00

1,40

58,00

31,00

65,40

163,35

17,87

0,00

1981

29,00

1,40

57,50

30,00

65,90

165,00

17,95

0,00

1982

30,60

1,27

57,00

29,70

64,48

164,60

20,30

0,00

1983

30,51

1,44

55,31

41,00?

64,23

162,40

21,50

11,30

1984

30,40

1,44

51,00

43,00

63,90

166,00

24,85

0,00

1985

30,50

1,44

48,50

44,50

90,00?

169,00

25,85

26,10

1986

31,00

1,40

47,88

44,11

89,77

168,80

25,59

0,00

1987

31,00

1,35

48,80

47,10

91,92

166,57

25,00

0,00

1988

92,21?

4,00?

92,85?

100,00?

91,92

166,98

56,30?

192,11

1989

92,21

4,00

92,85

100,00

91,92

169,97

58,08

0,00

1990

92,00

4,00

93,00

100,00

95,00

258,00??

59,00

88,30

MMMB = millardos de barriles (109 )
Gb = Giga (109 ) barrels en
inglés

Reservas totales declarados por cada Nación (1990) = 701.00 Gb ? las
declaradas Espurias = 317.54 Gb

Esta información del Dr. Colin Campbell,
apareció en SunWorld, 1995

En la tabla anterior, los números
resaltados en rojo son considerados por Campbell reservas
espurias que cada país declaró.
También es curioso los casos de reservas que
permanecen idénticas por un período de
años, a pesar de la producción intensiva
que está ocurriendo en cada país. Puede
verse que totalmente 45% de todas las reservas declaradas
son cuestionables – incluso sin considerar las reservas
inalteradas repetidamente.

Considerando el interés de
la denuncia, se transcribe la nota que apareció al
pié de la tabla antes mencionada:

?"En la tabla los números resaltados en rojo
son considerados por Campbell reservas espurias que cada
país declaró. También son curiosos los
casos de reservas que permanecen idénticas durante
varios años, a pesar de la producción intensiva
que está ocurriendo en cada país. Puede verse que
45% de todas las reservas declaradas son cuestionables ?
incluso sin considerar las reservas inalteradas
repetidamente"?.

Para el momento de escribir este trabajo
pareciera que se va a repetir el fenómeno del abultamiento
de las cifras de reservas a nivel mundial que ocurrió en
los años 80, ya no por razones de cuota, sino más
bien por razones políticas
y de necesidad de atraer inversiones.

Arabia Saudita está pasando de 263 MMMB a 1.200
MMMB (Arab News); Iran de 93 MMMB a 130 MMMB (Tehran Times);
Rusia de 67
MMMB a 90 MMMB (Russian Information Agency Novosti); China de 23,7
a 47,6 (Ministry of Land & Resourses to AFP); Kazakhstan de
9,0 MMMB a 26 MMMB (Ministry of Energy & Mineral Resources
2003). A la vez Nigeria está multando a las empresas que
inflaron sus reservas para obtener beneficios fiscales, sin
presentar el debido soporte técnico-económico.
Inclusive en Venezuela, la noticia del ministro de
Energía, que se refiere a la incorporación de 232
MMMB a las reservas de Venezuela.

En el mismo orden de ideas, sorprendió el anuncio
del ejecutivo Luís Ramírez
Corzo, Jefe de Exploración y Producción de la
estatal mexicana Pemex, en agosto 2004, quien informó del
descubrimiento de reservas por su compañía del
orden de los 54 MMMB, por descubrimientos realizados en el Golfo
de México, en
áreas que comparte con los EE.UU. Hecho que
afortunadamente fue desmentido por la empresa.
México había reducido sus reservas de 40 MMMB que
tenía en 1997 a solo 12.7 MMMB en 2002, al acogerse a lo
establecido por la SEC sobre la materia.

Más recientemente se publicó el best
seller "The end of Oil",
del experto en materia
energética Paul Roberts, donde también destaca la
situación de las reservas de Venezuela y de otros
países de la OPEP, añadiendo que esos países
petroleros no han anunciado descubrimiento significante alguno
ó mejoras en sus tecnologías de producción
durante 1980 ó 1990 (páginas 48 y 49). Por lo
demás, el libro de
Roberts contiene por lo menos 39 referencias a Venezuela, por
cierto la mayoría no positivas.

A raíz de estas situaciones, la Agencia
Internacional de Energía con sede en Europa (IEA por
sus siglas en inglés)
propuso, estándares globales para toda la industria, con
el objeto de contabilizar las reservas de petróleo y
gas bajo los mismos estándares.

Llega a esta propuesta ante la "necesidad de establecer
referencias internacionales ("benchmarks") para clarificar las
reglas oscuras, vagas y algunas veces conflictivas que existen en
materia de reservas", dice el informe que preparó la
Agencia sobre este asunto. Enfatizan que harán lobby en la
industria y gobiernos para que los estándares que se
decidan sean mandatarios para todos. Como se sabe la IEA es la
agencia mundial que vigila todas las actividades de los grandes
consumidores de petróleo en materia de energía Y
más recientemente las Naciones Unidas
(FIGURA 1), en un equipo liderado por expertos noruegos (valga la
pena informar que en ese proyecto
trabajó el experto venezolano Aníbal
Martínez) propusieron un sistema
totalmente novedoso para clasificar las reservas de todos los
recursos,
incluidos los fósiles sólidos y los minerales
transables.

Utilizando como parámetros principales los
geológicos, los económicos y la posibilidad de
producirlos. Información más reciente sobre esta
propuesta fue presentada en la Conferencia Anual
de la SPE, celebrada en la ciudad de Houston en septiembre 2004
(Trabajo No SPE 90839).

FIGURA 1 NACIONES UNIDAS, MARCO DE
REFERENCIA PARA LA CLASIFICACIÓN DE RESERVAS Y
RECURSOS

V. Ley de
Hubbert

Primeramente, vale aclarar que científicamente se
podría discutir si las propuestas de Hubbert son una Ley.
Sin embargo, en el mundo tecnológico de hoy el
término obedece más a las definiciones de Ley que
da el diccionario de
Oxford (?Statement of regularity of natural occurrences?) y el
mismo DRAE (?Regla y norma constante e invariable de las cosas,
nacida?.). En ese orden de ideas, la definición de "Ley"
de las propuestas de Hubbert aparece en la literatura mundial en muchas
partes. Inclusive, a partir de Hubbert se ha formulado la "Ley
del Agotamiento de los yacimientos". Ver los sitios

http://www.financialsense.com/series3/part1.htm
y http://www.du.edu/~jcalvert/econ/bartlett.htm

El Dr. Marion King Hubbert, geólogo y
geofísico norteamericano, nació en Texas el 5 de
octubre de 1903 y murió el 11 de octubre de 1989 Trabajaba
en el laboratorio de
investigaciones del Grupo Shell en
Houston, cuando formuló su extraordinaria Ley, mediante la
cual se establece lo que ocurre al alcanzarse la
producción máxima o pico de petróleo de un
pozo, campo o país, por la relación entre esa
producción y las reservas remanentes. Hubbert,
Posteriormente a su retiro del Grupo anglo holandés
trabajó en el Servicio
Geológico de los Estados Unidos
(USGS por sus siglas en inglés) desde 1964 hasta
1976.

Hubbert hizo el siguiente razonamiento: Partiendo del
hecho básico que el
petróleo es un recurso finito, su explotación
comienza en un punto cero y a medida que se desarrolla dicho
recurso su producción se elevará hasta alcanzar un
máximo punto, a partir del cual la producción
comienza a declinar. Este punto corresponde aproximadamente a la
mitad de las reservas convencionales recuperables. Sí este
proceso se
plotea contra la variable tiempo
generará una curva en forma de campana tipo
Gauss

En 1956, utilizando su tesis, Hubbert
predijo que los Estados Unidos de América
iba a alcanzar su pico de producción en el año
1970, y así ocurrió (FIGURA 2)

FIGURA 2

EE. UU. PRODUCCIÓN ACUMULADA DE
PETRÓLEO

y a partir de esa fecha comenzaría a declinar su
producción inexorablemente. Esto se cumplió,
independientemente de los descubrimientos posteriores de reservas
en Alaska y el Golfo de México, como se observa en la
gráfica. Esta predicción la presentó en una
reunión del Instituto Americano del Petróleo (API
por sus siglas en ingles) en San Antonio,
Texas. Quedó demostrado que con suficiente historia de
producción, desde el comienzo de la explotación
petrolera se pudo estimar cuando se alcanzaría la
producción pico. En el caso de los Estados Unidos se pudo
establecer con 14 años de anticipación.

Antes de esta extraordinaria predicción, ya en
1949 Hubbert se convirtió en el geofísico
más conocido en el mundo cuando predijo que las fuentes de
combustibles fósiles serían de corta
duración

Ahora parece obvio que si se tiene la primera mitad de
la campana de producción, la otra mitad nos dirá lo
que queda por producir. Es decir, las reservas
remanentes.

Solo a manera de información, posteriormente en
1982 Hubbert estimó que en el mundo había un
remanente de 2,1 billones de barriles (1012), con lo
cual el pico de producción se alcanzaría en los
años 2003-2004. Antes, en el libro "Power and Energy" de
la revista
Scientific American, editado en 1971 aparece su trabajo "The
Energy Resources of the Earth" y allí se puede ver un
impresionante gráfico de la producción mundial real
y futura de petróleo (FIGURAS 3 y 4).

FIGURA 3

FIGURA 4

Estudios posteriores, muy polémicos todos,
extienden el pico de producción hacia el año 2009
(Campbell & Laherrère FIGURA 3) e inclusive hacia el
2026-2047 (USGS), estas últimas cifras publicadas en el
Offshore Magazine .

En la forma final de la parte derecha de la curva van a
intervenir por supuesto los factores de crecimiento de la
población y de la economía, capaz de
influir en la demanda futura
de petróleo,

y por lo tanto modificar la forma de la curva, como lo
explica el USGS27 (ver Figura 5)

FIGURA 5

Otro caso emblemático de la aplicación de
la Ley de Hubbert ocurre con la producción del Reino
Unido, donde además de la producción de
petróleo se incluye de manera dramática la
producción de gas. El departamento de Comercio e
Industria del Reino Unido preparó el siguiente
gráfico (FIGURA 6):

FIGURA 6

Continuando, Campbell presenta la historia de
producción real de petróleo de los 22 países
productores más importantes, y extrapola la
producción futura, aplicando la Ley de Hubbert, para
establecer los recobros finales ("Ultimate") de cada uno
(producción acumulada). Campbell aclara que su "ultimate"
es la sumatoria de la producción acumulada real más
las reservas remanentes más la cantidad que todavía
falta por encontrar, para estimar el petróleo convencional
total que se producirá.

La influencia de la economía en el pico de
producción la recoge Victor Schmidt en la revista Offshore
(septiembre 2002) cuando se refiere
a?"Douglas-Westwood en su World Oil
Suply Report estima que el pico de producción se
alcanzará en el 2011, asumiendo una tasa de crecimiento
mundial de 2%. Si la economía no crece estiman que el pico
se alcanzará en 2022 (el nivel actual de producción
es de aprox. 74 MMB diarios)"…

En cualquier caso la era del petróleo
alcanzará un pico antes de los próximos 50
años, y como escribe el geólogo Kenneth S.
Deffeyes, compañero de trabajo de Hubbert y profesor
emérito de la Universidad de
Princeton en su excelente libro sobre la teoría
de Hubbert, por lo demás el libro más ameno
que haya leído sobre la historia de la ingeniería de petróleo:

?"In 2008, the oil won?t be there. The
psychological realization that the change is permanent may be
as desvasting as the shortage itself"?

Que en una traducción libre sería algo
como:

… "Para el 2008 el petróleo no
estará allí para cubrir la demanda. El hecho
psicológico de saber que esta situación es
irreversible puede ser tan devastadora como el propio hecho de
la falta de petróleo"?

Se diría que ya en el 2004 lo anterior
está ocurriendo. La prestigiosa revista National
Geographic, en su edición
de junio 2004, presenta un trabajo de 30 páginas, titulado
"El fin del petróleo barato", donde aborda de manera
brillante este tema. Así como Scientific American, en su
edición de septiembre 2004 también está
tocando el tema. No es para menos, cuando ya el precio del
crudo WTI ha alcanzado los 54 US$/B, y en Venezuela
alcanzó la cifra record de 42 US$/B, el precio mas alto en
20 años.

Ya es de conocimiento
de todo el mundo que la demanda mundial de crudo sobrepasó
los 82 MMB diarios. Inclusive, Alí Rodríguez
presidente de la estatal venezolana PDVSA, informó
recientemente en Brasil que la
producción había alcanzado los 84 MMB diarios. Se
dice fácil, pero significa que ni más ni menos ese
consumo
corresponde a un requerimiento anual de unos 30 MMMB, o sea que
de mantenerse ese requerimiento y utópicamente Venezuela
fuera el único suplidor se agotarían las reservas
del país en menos de 3 años. Un ejemplo similar fue
publicado en la revista The Ney Yorker de octubre 2004, donde el
periodista J. Cassidy con respecto a las reservas de los EE.UU.
señala que ?"Sí los EE.UU fueran forzados a
depender exclusivamente de sus propios recursos de
petróleo, estos se agotarían en cuatro años
y tres meses. Este cálculo
incluye las reserves estratégicas creadas por el
Presidente Ford en 1975, las cuales están almacenadas en
varios lugares de Texas y Louisiana"?
Así de crítica
está la situación a nivel
mundial.

En vista de lo anterior, no pasará mucho tiempo
que comenzará a hablarse será de recursos
energéticos, y yo iría más allá: se
hablará será de unidades térmicas o de
calor (Joules,
Btu?s, calorías, kilovatios hora, etc.) para todo lo que
sea combustible. Así que no importa que sea
petróleo convencional o no, bitúmen, esquistos,
gas, carbón, nuclear, etc. Cambiará el paradigma de
las reservas como un número para efectos económicos
y políticos. Por supuesto, siempre la humanidad va a
disponer de unidades térmicas más costosas y menos
costosas. Más contaminantes y menos contaminantes,
más peligrosos y menos peligrosos. Esto puede ser el tema
para otro ensayo, en mi
caso mí trabajo está totalmente dentro del
paradigma actual y para nada toca lo antes mencionado, solo se
refiere a las reservas de Venezuela dentro del
paradigma.

V.1. Aplicación de la Ley de Hubbert al caso
venezolano

Independientemente de la exactitud de las cifras de
reservas de petróleo y gas de Venezuela presentadas
anteriormente, es necesario hacerse las siguientes preguntas, con
respecto a la "Ley de Hubbert". ¿Alcanzó Venezuela
el pico de producción?, ¿no ha llegado Venezuela
todavía al pico de producción?, ¿Qué
tiempo le falta a Venezuela para que se alcance el pico de
producción? ¿Qué campos alcanzaron el pico
de producción?

Es importante recordar lo que demostró Hubbert,
que la producción de petróleo de un yacimiento o de
un país siempre alcanzará un máximo y a
partir de allí, cuando se ha producido aproximadamente la
mitad de las reservas, comienza a decrecer tendiendo a cero, por
ello es necesario determinar cuando la producción
comenzó ó comenzará a declinar, que
sería una buena medida de las verdaderas reservas
remanentes.

Para aplicar las propuestas de Hubbert es necesario
disponer de buenas y confiables estadísticas. Las estadísticas en
materia de petróleo y gas son más difíciles
de interpretar de lo que parecen. En primer lugar es necesario
preguntarse cuanto petróleo y gas se ha producido, segundo
la cantidad de petróleo y gas que queda por producir antes
de abandonar los campos, es decir, antes de "matar los
yacimientos" y tercero la cantidad del petróleo
convencional que queda por descubrir y explotar.

En el caso venezolano, para tratar de aplicar la
teoría de Hubbert se tienen buenas cifras de
producción de petróleo por yacimientos y por
campos, desde 1930. Estas son bastante confiables, ya que en esa
fecha, exactamente el 16 del julio de 1930, fue creado el
Servicio Técnico de Hidrocarburos
del Ministerio de Fomento por el doctor Gumersindo Torres. Ese
servicio de Fomento pasó a formar parte del recién
creado Ministerio de Minas e Hidrocarburos, a partir del 30 del
diciembre de 1950, transformado en Energía y Minas desde
el 1º del abril de 1977.

Considerando que la explotación petrolera en
Venezuela realmente comenzó en 1883, con la Petrolia del
Táchira, esta es irrelevante para fines
estadísticos. La relevante es la proveniente de las
cuencas actuales, cuya explotación comenzó con la
perforación del pozo Zumaque 1 en el estado
Zulia en 1914. El PODE de 1989 presenta la producción
acumulada de petróleo desde 1917 a 1989 y Baptista
presenta las cifras de producción de petróleo a
partir de 1920 (500.000 barriles durante ese año) hasta
1995.

Vale la pena recordar que el caso de las cifras de gas
es más crítico. Las primeras cifras que reporta el
Ministerio de Energía y Minas en su Anuario de 1951 datan
de 1938 (312,5 millones de pies cúbicos diarios – MMPCD) y
las que están recogidas en las Memorias del
Primer Congreso Venezolano del Petróleo, realizado en
Caracas en marzo de 1962 datan de 1948. Allí se informa
que en ese año se produjo un promedio de 1.294 MMPCD de
gas.

Por otra parte, la ex filial Corpoven, S.A.
Realizó un excelente esfuerzo estadístico y
preparó cifras de producción y utilización
de gas desde el año 1918 hasta 1945, realizando estimados
de acuerdo a la historia de producción de petróleo
con las respectivas variaciones de gravedad del petróleo,
las cuales luego incorporó en una serie cronológica
1918-1999 con las cifras de los diferentes PODE y cifras internas
que llevaba la empresa. El autor
actualizó la serie de producción e inyección
hasta el año 2002, e incorporó a la serie las
cifras de reservas de gas desde el año 1969 a 2002.Toda la
serie se presenta en la TABLA Nº 8

TABLA Nº 8

Volviendo a la aplicación de la Ley de Hubbert a
los campos de Venezuela, la literatura internacional recogida por
la Association for the Study of Peak Oil and Gas (ASPO) presenta
cifras, donde analizan las reservas remanentes de los grandes
campos venezolanos. Reportan que dichos campos totalizan
solamente 50 millardos del barriles (MMMB) de reservas, y su
producción acumulada es de 45 MMMB, y mencionan que las
reservas remanentes totales de petróleo con gravedades
mayores a 17,5º API es de 43 MMMB. En la Tabla que presentan
se observa que la mayor parte del crudo de esos campos fue
descubierto antes de 1930.

Para el 31 del diciembre de 2002 el Ministerio de
Energía informó en el PODE que la producción
acumulada de petróleo y bitúmenes había
alcanzado la cifra de 54,4 MMMB y que restaban por producirse
77.3 MMMB.

Según estas dos cifras Venezuela no ha alcanzado
todavía su pico de producción, pero hay suficiente
historia de producción para aplicarle estrictamente la Ley
de Hubbert. Sin embargo, cuando se analiza la composición
de las reservas remanentes se recuerda que de ese total de 77,3
millardos del barriles, 52,8 millardos son de crudos pesados y
extrapesados, el decir, de gravedades hasta 21º API, y de
estos, 37,2 millardos de barriles pertenecían a la Faja
Petrolífera del Orinoco (Pdvsa, Coordinación de Exploración y
Producción, 1998).

Es decir, que si se utilizan solamente las cifras de
medianos y livianos de (unos 24,5 millardos de barriles) la
producción acumulada de Venezuela si se está
holgadamente dentro de la Ley de Hubbert. Lo mismo ocurre para
los crudos pesados, o sea que están en el lado derecho de
la campana de Gauss de la producción venezolana para lo
que se refiere a los crudos medianos y livianos. Valdría
la pena hacer el ejercicio por cada campo y
segregación.

Sobre la situación de los campos maduros, parece
conveniente introducir el término matar los
yacimientos
para el caso Venezuela, si se toma en cuenta que
es práctica común en el negocio petrolero, que
cualquier proyecto de explotación, ya sea en el Golfo de
México, el Mar del Norte, en la Costa Occidental Africana
o en Alaska desde su "commisioning" (todo lo necesario que hay
que hacer para ponerlo a punto para su comienzo) debe presentarse
a las autoridades reguladoras y ambientales su "decomissioning"
(todo lo necesario que hay que efectuar para desmantelar o
desincorporar lo construido y que las cosas vuelvan a verse como
antes de comenzar la actividad).

Mientras esas áreas mencionadas con gigantescas
reservas, todas comenzadas a desarrollarse en los años
?60, ya están en franca declinación y es conocido
por todo el mundo petrolero la fecha mejor estimada de su
abandono; sin embargo, en Venezuela, no se conoce cuales son los
planes finales de explotación de campos como Mene Grande
(descubierto en 1914), Cabimas (1917 – 1922), La Paz (1925), o
los de la Costa Bolívar
(1926), inclusive el campo Tía Juana en el Lago de
Maracaibo (1928), y en el Oriente del país el Área
de Anaco (1936-1942) ú Oritupano (1950), para mencionar
solo algunos ejemplos.

A continuación se presenta la Tabla Nº 9 con
los datos de
producción acumulada de petróleo de un conjunto de
campos ubicados en la Cuenca de Maracaibo descubiertos entre 1914
y 1928 (90 y 76 años de explotación,
respectivamente), también se presenta el porcentajes de
petróleo que se había recuperado de los mismos y
las reservas remanentes de cada uno, para comienzos de 1997.
Estos campos petroleros están ubicados en áreas en
tierra,
descubiertos por la empresa VOC Ltd. (después Shell) que
explotaba la ex filial de PDVSA Maraven, S.A. y son de los
más representativos de esa Cuenca del occidente del
país. Pues bien, a esos campos todavía le asignan
unas reservas remanentes que suman más de 2,3 MMMB. Se
observa que esos campos ya han producido entre 72% y 93% de sus
reservas, por lo que son buenos candidatos para aplicarles la Ley
de Hubbert:

TABLA Nº 9

 

CASOS DE
CAMPOS EN EL OCCIDENTE DEL PAÍS QUE HAN PRODUCIDO
MÁS DEL 50% DE SUS RESERVAS RECUPERABLES
(MB)

CAMPO

RESERVAS
RECUPERABLES

PRODUCCIÓN ACUMULADA

% PRODUCIDO

RESERVAS

REMANENTES

BACHAQUERO
(1930)

2.172.476

1.691.712

77,9

480.764

CABIMAS

(La Rosa
1917)

391.844

364.783

93,1

27.061

LA
CONCEPCIÓN (1925)

188.927

146.194

77,4

42.733

LA PAZ
(1923)

1.045.132

885.713

84,7

159.419

LAGUNILLAS
(1926)

2.918.529

2.108.065

72,2

810.464

MENE GRANDE
(1914)

755.135

657.660

87,1

97.475

TÍA
JUANA (1928)

2.392.787

1.775.431

74,2

617.356

TOTALES

9.864.830

7.629.558

77,3

2.235.272

Resumiendo, entre los factores a tomar en cuenta para
cualquier ejercicio de revisión de las reservas de
petróleo, están:

  1. La actividad exploratoria asociada al descubrimiento
    de nuevos campos y yacimientos.
  2. Las definiciones de crudo convencional y no
    convencional para considerarlo reserva
    probada,
  3. El "Factor de Recobro", el cual es determinante en
    las cifras de reservas.
  4. Los efectos del número creciente de pozos
    inactivos en el recobro de las reservas remanentes.
  5. Todo lo relacionado con las reservas no desarrolladas
    en áreas agotadas en más de un 50%.
  6. Los límites
    de producción por pozo y por campo establecidos en los
    informes
    anuales de reservas que PDVSA entrega al MEM.
  7. Las relación producción/reservas para
    efectos de planificación.

Lo importante es que estas son oportunidades para que
las sociedades
profesionales relacionadas con el negocio petrolero y los
profesionales, ahora independientes, las trabajen y propongan al
MEM, a Pdvsa y a los productores independientes  que operan
y operarán en el país, opciones relacionadas con la
validación de las cifras de reservas.

VI. Sobre las reservas
de gas asociado

Es sabido que en Venezuela, con la excepción de
los esfuerzos realizados en el estado
Guárico, no se había realizado actividad
exploratoria para la búsqueda de gas no asociado. Todas
las reservas de gas libre que aparecen en los libros
oficiales de reservas (Ver TABLA 6) fueron ubicadas buscando
petróleo. Es después de la promulgación de
la Ley Orgánica de Hidrocarburos Gaseosos que se licitaron
algunas áreas para explorar por gas libre (Yucal-Placer,
Barrancas, San Carlos, Ambrosio, etc.).

Es por ello que las reservas de gas del país son
mayormente de gas asociado al petróleo. Ahora bien, vale
la pena hacerse la siguiente pregunta. Si más del 90% de
las reservas de gas de Venezuela son de gas asociado al
petróleo y se encuentran en yacimientos cuyo mecanismo de
producción es el gas en solución,
¿Qué impacto tendría una revisión de
las reservas de petróleo en las reservas de gas
asociado?

El gas en solución recuperable en yacimientos con
fuertes empujes de agua es
fácilmente calculable, no así, para los otros
mecanismos de producción.

En la industria petrolera hay un paradigma que data de
muchos años que es el de la "Relación Gas ?
Petróleo" (RGP), es decir, la cantidad de gas expresada en
pies cúbicos que existe asociada a cada barril de
petróleo, que es la variable clave para determinar las
reservas de gas asociado.

Los crudos que contienen mayor cantidad de gas asociado
por barril son por supuesto los condensados, seguidos de los
livianos y en último lugar los medianos. Los crudos
pesados y extrapesados contienen muy poco gas
asociado.

En relación con los parámetros que se
consideran para efectuar los cambios en las reservas de gas,
además de los tres mencionados (descubrimientos,
extensiones y revisiones) se incluye los volúmenes que se
inyectan, así como la actividad de reparación y
recompletación de pozos que incorporan
reservas.

El Ministerio de Energía y Minas informó
que las reservas de gas en 1975 eran del orden de 41,5 billones
de pies cúbicos (1012 ? BPC), en 1989 de 105,7
BPC y en 2002 de 147,1 BPC. El informe a la SEC aclara que de ese
último volumen de
reservas de gas 12,45 BPC corresponden a gas asociado a crudos
extra pesados (35,4 MMMB).

Analizando en detalle la composición de estas
reservas de gas se encuentra que el 10,27 % (13,6 BCF) de las
mismas están asociadas a crudos pesados, 9,4 % (12,4 BPC)
a crudos extrapesados y bitumen, y el 20,5 % (27,0 BPC)
están asociadas al gas inyectado a los yacimientos para
efectos de recuperación secundaria y por medidas de
conservación. Esto da un gran total de 53,0 BPC de
reservas de gas que deben ser muy bien validadas

Ahondando algo más en las reservas asociadas al
gas inyectado se puede especificar que, si el volumen inyectado
acumulado se asocia a las reservas que se encuentran asociadas a
los crudos condensados, livianos y medianos (105,9 BPC), que es
donde ocurre mayormente la inyección, dicho gas devuelto a
los yacimientos representa el 25,5 % de las reservas (TABLA
Nº 8). Este total de gas inyectado se efectuó en 219
yacimientos del Oriente de la República, y en 49
yacimientos en el Occidente del país.

Un resumen de las reservas de gas asociado por tipo de
crudo (clasificación MEM) sería el
siguiente:

Adicionalmente se reporta que existen unos 14 BPC de gas
no asociado al petróleo (gas libre), principalmente en
yacimiento ubicados al norte del estado Sucre y en la plataforma
del delta del río Orinoco. Para un gran total de 146 BPC
de reservas totales de gas.

Veamos las relaciones gas-petróleo promedio
calculadas por el autor (TABLA 10), en función de
las reservas de petróleo y gas, utilizando las cifras de
reservas al 31-12-1997 que presenta el Informe Pdvsa E&P. Se
desea aclarar que se utilizó esta referencia porque ni en
el PODE ni en el Informe a la SEC aparecen las reservas de
petróleo o gas por tipo de crudo, como está
aquí especificado:

TABLA No 10 RELACIONES
GAS-PETRÓLEO POR TIPO DE CRUDOS

Tipo de crudo

1012 pie
cúbicos / 109 Barriles

PC/B

Condensados

35.087,2 / 2.254,6

15.562

Livianos

46.792,3 / 9.547,0

4.901

Medianos

24031,9 / 10.776,8

2.230

Pesados

13.566,6 / 16.675,4

814

Extrapesados

11.308,2 / 32.844,2

344

Bitúmen

1.128,5 / 2.832,8

398

Total

131.914,7 / 74.930,8

1761

Hay un solo hecho curioso en la Tabla anterior: la
relación gas-petróleo de los bitúmenes
aparece mayor que la de los crudos extrapesados. Esto
último debe ser revisado.

Continuando con el análisis de las reservas de gas asociado,
se observa del informe de Pdvsa 1997 que del total de casi 132
BPC de reservas de gas asociado, la contribución
más importante a estas reservas la constituyen los crudos
livianos con 46,792 BPC (con relación gas-petróleo
de reservas de 4.901PC/B), siguen los condensados con 35,087 BPC
(con RGP de reservas de 15.562 PC/B) y en tercer lugar los
medianos que aportan 24,032 BPC (con RGP de 2.230
PC/B).

Para entender la magnitud de estas cifras de reservas de
gas, valga decir que la producción anual de gas en el
año 2002 fue de 2,2 BPC (6.030 MMPCD). Es decir, solo se
produjo el 1,5% de las reservas de gas. De ese volumen producido
el 39% se devolvió al subsuelo, con el propósito de
mantener la presión de
los yacimientos. Esos volúmenes de gas que se devuelven a
los yacimientos son contabilizados como reservas remanentes, que
los técnicos dicen que sería recuperable en el
momento de "desinflar" esos yacimientos, es decir, de producir la
capa secundaria de gas formada con tal
inyección.

Otra advertencia. Si se suman las reservas de gas que
están asociadas a los crudos pesados, extra pesados y
bitumen, se alcanza la importante cifra de 26,0 BPC. Sin embargo,
hay que tomar en cuenta para su contabilización como
reservas, que históricamente el gas asociado a los crudos
pesados (vg. los de la Costa Oriental del Lago de Maracaibo)
mayormente se ha quemado, con autorización del MEM, en
mechurrios apropiados, es decir no se ha recolectado.

Se ha argumentado que no se recolecta por su baja
producción diaria relativa, baja presión y por su
nivel de dispersión geográfica (producido por miles
de pozos). Sin embargo tenemos la seguridad que las
empresas que ganen las licencias para completar el agotamiento de
los campos Cabimas, Tía Juana, Lagunillas, Bachaquero y
Mene Grande procederán a recolectar todo el gas producido,
ya que necesitarán utilizarlo como combustible en sus
operaciones, venderlo en el mercado interno, y esa debe ser una
de las condiciones que establezca el Ente petrolero para el
otorgamiento de tales licencias.

Una última observación. Las reservas de gas deben
estar asociadas a su utilización, sin embargo es conocido
que un porcentaje importante del gas producido no es usado. Por
ejemplo en el año 2002 el PODE informa que de una
producción de 5.988 millones de pies cúbicos
diarios (MMPCD) se arrojó el 7%, es decir 420 MMPCD,
equivalente a 74.800 barriles diarios de
petróleo.

Resumiendo, entre los factores a tomar en cuenta para
cualquier ejercicio de revisión de las reservas de gas,
están:

  1. El tema del gas inyectado y su contabilización
    como reserva remanente de gas.
  2. Sobre el gas asociado a los crudos pesados y
    extrapesados no recolectado y su
    contabilización como reserva remanente de
    gas.
  3. Sobre el gas asociado a los crudos pesados y
    extrapesados que no se recolecta.
  4. Factibilidad de "desinflar" (producir el gas)
    los yacimientos altamente agotados en la Cuenca de
    Maracaibo para materializar las reservas remanentes de gas en
    libros.   
  5. Las relaciones gas-petróleo límites
    establecidas por el MEP y su relación con las
    reservas remanentes de gas.

Así como en el caso del petróleo, estas
son oportunidades para que las sociedades profesionales
relacionadas con la industria petrolera y los profesionales,
ahora independientes, las trabajen y propongan al MEP, a Pdvsa y
a los productores independientes  que operan y
operarán en el país, opciones relacionadas con la
validación de las cifras de reservas de gas.

VII. Políticas
públicas en materia de reservas de petróleo y
gas

De todo lo expuesto anteriormente parece obvio que el
Estado venezolano, a través del Ministerio de
Energía y Petróleo, debe abocarse a preparar un
conjunto de políticas públicas de Estado en materia
de reservas de petróleo y gas, tendente a cumplir con
cinco propósitos fundamentales:

  1. Validar, y en muchos casos certificar las reservas
    que se presentan a la comunidad
    mundial.
  2. Tomar decisiones de producción y
    refinación en función de la calidad de las
    reservas.
  3. Considerando el alto nivel de reservas de crudos
    extrapesados que tiene el país deben desarrollarse
    acuerdos internacionales para el procesamiento de dichos
    recursos en el país y en el exterior.
  4. Promover programas para
    la explotación final de los campos con alto grado de
    agotamiento de sus reservas.
  5. Promover la explotación de las reservas
    remanentes en beneficio del desarrollo
    económico de toda la nación.
  6. Asociar la producción de las reservas
    remanentes de crudos livianos y medianos a garantizar en todos
    los casos al abastecimiento del mercado interno
    nacional

Cuando nos referimos en el punto 3 a la necesidad de
promover acuerdos internacionales con respecto al desarrollo de
la Faja, estamos pensando en países como China y la
India, que
indudablemente van a necesitar esta energía existente en
Venezuela, y es con sus gobiernos y sus empresas que deben
establecerse acuerdos para desarrollar dichas reservas. Por
supuesto que las grandes empresas como Shell, BP, ExxonMobil,
ChevronTexaco y ConocoPhillips van a estar interesadas en
participar en esos desarrollos, y es allí donde el
país tiene que desplegar políticas públicas
de Estado para que eso ocurra sin traumas y para beneficio de la
Nación.

Las otras políticas públicas, antes
enumeradas, parten de la premisa que Venezuela debe aumentar su
producción de petróleo y gas a la brevedad (A la
OPEP se le explicará lo que es el interés
nacional). Todas ellas se pueden implementar
simultáneamente. Otra premisa es que además de
Pdvsa deben entrar a jugar otros actores (Tendremos una nueva
Ley de
Hidrocarburos que lo promueva). Con este telón de
fondo, se puede:

  1. Incrementar los negocios con
    la Orimulsión®, como sustituto del carbón y
    la leña en muchos países.
  2. Atraer empresas nacionales e internacionales
    especializadas en explotar campos con alto grado de agotamiento
    e inclusive abandonados. Hay cientos de profesionales
    venezolanos que saben como producir esos campos, que
    podrían crear empresas o ser empleados/accionistas de
    las mismas. Hoy leemos en el Reporte Especial sobre las 200
    empresas petroleras más importantes de los EE.UU., que
    publica anualmente el Oil & Gas Journal, que las empresas
    que tienen mayores retornos sobre la inversión y le aportan mejores
    rendimientos a sus accionistas están al final del
    ranking como productoras. Aquí vale la pena destacar por
    ejemplo el caso de la empresa Apache Offshore Investment
    Partnership (144 en el ranking) que en el año 2001 tuvo
    un retorno sobre sus activos del
    77,2 % y produjo solamente un promedio de 306 B/D de
    petróleo y 4,7 MMPC/D de gas. El valor de los
    activos de Apache es de solo 9,4 MM de US$.
  3. Por mandato del MEM, Pdvsa deberá entregar
    todas las áreas que no tiene en explotación (de
    13.992 pozos cerrados reactivables que habían en 1991 se
    ha pasado a mas de 20.000 pozos en 2003). Recuérdese que
    es un problema de asignación de recursos según
    los planificadores de la estatal, para que el Ente petrolero
    (tipo ANP brasileño que creará la nueva Ley) las
    licite a la brevedad.
  4. Exigirle a las empresas que produzcan en los campos y
    yacimientos contentivos de condensados, livianos y medianos
    maximicen sus factores finales de recobro.

Otra área de interés, no menos importante,
es la que se refiere a la planificación para la
explotación de la Base de Recursos de la estatal,
léase las reservas. Se considera necesario revisar dicha
planificación, ya que en los ejercicios anuales la
relación producción/reservas no hay forma de
elevarla (para el año 2002 la relación
producción-reserva era de 1,3, para unas reservas de 74,9
años), y llevarla a valores
razonables de producción, de forma tal que las reservas se
puedan producir en el período cubierto por el Plan. Aquí
puede estar influyendo el volumen de reservas remanentes
asignadas a cada yacimiento.

Una vez establecidas estas políticas deben
materializarse incorporándolas a la nueva Ley de
Hidrocarburos, y será el Ente petrolero a crearse, quien
procederá a garantizar que esas políticas se
cumplan.

VIII.
Oportunidades para las Sociedades profesionales y los
particulares

Entre los factores a tomar en cuenta para cualquier
ejercicio de revisión de las reservas de petróleo y
gas, están:

  1. La reactivación de la actividad exploratoria
    asociada al descubrimiento de nuevos campos y
    yacimientos.
  2. Las definiciones de crudo convencional y no
    convencional para considerarlo reserva
    probada,
  3. Mejorar el "Factor de Recobro", el cual es
    determinante en las cifras de reservas. Pdvsa se había
    planteado elevarlo en un 5% promedio para llevarlo a la cifra
    de 35%.
  4. Reactivar a la brevedad el número de pozos
    cerrados, pero capaces de producir, con el objeto de reducir el
    número creciente de pozos inactivos, los cuales inciden
    negativamente en el recobro de las reservas
    remanentes.
  5. Revisar todo lo relacionado con las reservas no
    desarrolladas en áreas agotadas en más de un
    50%.
  6. Revisar los límites de producción por
    pozo y por campo establecidos en los informes anuales de
    reservas que PDVSA entrega al MEM.
  7. Incrementar la relación
    producción/reservas para efectos de los ejercicios de
    planificación de producción.
  8. Validar los volúmenes de gas inyectado para su
    contabilización como reserva remanente de
    gas.
  9. Sobre el gas asociado a los crudos pesados y
    extrapesados no recolectado y su
    contabilización como reserva remanente de
    gas.
  10. Proponer proyectos para
    recolectar los volúmenes de gas asociado a los crudos
    pesados y extrapesados que en la actualidad se quema o se
    ventea cerca de los pozos.
  11. Solicitar licencias para "desinflar" (producir el
    gas) los yacimientos altamente agotados en la Cuenca de
    Maracaibo para materializar las reservas remanentes de gas en
    libros.   
  12. Revisar las relaciones gas-petróleo
    límites de producción establecidas por el
    MEM por el impacto negativo que tienen en las
    recuperación de las reservas remanentes de
    gas.

Estas son oportunidades para que tanto las sociedades
profesionales como los profesionales, ahora independientes, las
trabajen y propongan al MEM, a Pdvsa y a los productores
independientes  que operan y operarán en el
país, opciones relacionadas con la validación de
las cifras de reservas de petróleo y gas.

IX. Conclusiones y
Recomendaciones

  1. A nivel internacional los términos recursos y
    reservas no han sido fácil de diferenciar, a pesar del
    esfuerzo hecho por organizaciones
    tan importantes como el WPC, la SPE y las propias Naciones
    Unidas. También ha influido en las cifras de reservas
    las diferencias que se han establecido entre lo que se
    denominan los petróleos convencionales y los no
    convencionales.
  2. De no hacer diferencia entre crudos convencionales y
    no convencionales Venezuela se convertiría en el
    país con más reservas, seguido por Canadá.
    De lo contrario, la situación de Venezuela en materia de
    reservas, aunque tiene un volumen importante, luce
    crítica, por el hecho de que casi el 46% de las reservas
    remanentes son de crudos extrapesados, es decir, tipo
    Faja.
  3. Merecerían explicaciones detalladas los
    estudios técnicos y económicos que condujeron a
    las incorporaciones de reservas ocurridas en Venezuela a partir
    del año 1982, y en especial lo sucedido en los
    años 1986, 1991 y 1996. En general sería
    conveniente profundizar en los métodos
    para efectuar las revisiones de reservas, como lo ha propuesto
    PDVSA, como son a través de los "Estudios Integrados de
    Yacimientos".
  4. Se recomienda soportar técnicamente,
    utilizando la tecnología de los Estudios Integrados,
    las revisiones de las reservas de petróleo y gas por
    razones de seriedad internacional, así como para
    mantener la confianza técnica en el país y tener
    garantías de financiamiento
  5. Independientemente de la necesaria explicación
    de la revisión de las reservas de petróleo y gas
    que se recomiendan, Venezuela posee suficientes reservas que
    deben ser explotadas y comercializadas a la brevedad, teniendo
    siempre en cuenta el abastecimiento al mercado
    interno.
  6. De ser válidas las razones expuestas por el
    Ministerio de Energía y Minas para incorporar las
    reservas de la Faja Petrolífera del Orinoco en el
    año 1986, no habría razón alguna para que
    las empresas que tienen actividad en la Faja consideren la
    incorporación del resto de las reservas identificadas en
    sus respectivas áreas, con el aliciente que en la
    actualidad más de 500.000 de barriles diarios de ese
    crudo se está produciendo y comercializando.
  7. Considerando el alto nivel de reservas de crudos
    extrapesados que tiene el país deben desarrollarse
    acuerdos internacionales con países y empresas para la
    explotación y el procesamiento de dichos recursos, esto
    último en el país y en el exterior.
  8. La situación de los países de la OPEP
    en materia de reservas, está cuestionada. Surge la
    pregunta: ¿Qué cambios en las cifras de reservas
    de los países de la OPEP ocurrirían sí
    tuvieran que acogerse a lo que establece la SEC? México
    se acogió a ese requerimiento y PEMEX ha reducido sus
    reservas de 40 millardos de barriles en 1997 12,6 millardos de
    barriles en 2002.
  9. Valdría la pena realizar los estudios
    necesarios de los diferentes campos maduros venezolanos, para
    ver cual es su situación con respecto a la Ley de
    Hubbert.
  10. En relación con los campos que presentan alto
    grado de agotamiento (más de 70%) se propone que los
    actuales y futuros productores independientes de dichos campos
    presenten los planes a que haya lugar para
    "matar" esas
    áreas de producción, es decir, presentar planes
    finales de explotación y fechas ciertas para su
    abandono, para que las poblaciones asentadas en esas
    áreas de producción comiencen a la brevedad a
    desarrollar otras actividades diferentes a las
    petroleras.
  11. El caso de las reservas de gas, por el hecho de estar
    en más del 90% asociada al petróleo, se
    verán afectadas al revisar las reservas de
    petróleo. Sin embargo, independientemente de lo que
    resulte al revisar las reservas de petróleo, las de gas
    deben ser motivo de estudios muy detallados, para llegar a
    cifras factibles de poder ser
    certificadas. Condición indispensable para los futuros
    negocios de gas. En especial, deben ser motivos de
    revisión las que están asociadas a los crudos
    pesados, extrapesados y al propio bitumen, ya que estas suman
    26 BPC, es decir el 20% de las reservas de gas asociado
    declaradas como oficiales.
  12. Es necesario que el Ministerio de Energía y
    Petróleo se aboque a reestablecer la publicación
    en el PODE de las tablas históricas sobre reservas y
    producción de petróleo y gas por tipo de crudo,
    desde 1917 a la fecha. Igualmente todo lo relacionado con la
    actividad exploratoria. También se hace necesario
    producir estadísticas de pozos produciendo en
    función de sus capacidades de producción, e
    informar sobre el potencial asociado a los pozos cerrados, pero
    capaces de producir.

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http://www.eia.doe.gov/pub/oil_gas/petroleum/presentations

http://www.oildepletion.org/roger/about/about.htm


http://www.rrc.state.tx.us/divisions/og/information-data/


http://www.sec.gov/cgi-bin/srch-edgar?text=pdvsa&first=1993

http://www.pdvsa.com-lexico-campos-descubrimiento.htm

 

Ing. Diego J. González Cruz

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Caracas, mayo 2006

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