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Sobre las reservas de gas de Venezuela (página 3)




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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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Ing. Diego J. González Cruz

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Caracas, mayo 2006


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