Sobre las reservas de gas de Venezuela (página 2)

Partes: 1, , 3

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

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

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

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

II. Definiciones

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

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

II.1. Definiciones Generales:

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

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

II.2. Definiciones Internacionales

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

II.3. Definiciones en la normativa venezolana

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

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

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

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

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

III.1 Métodos volumétricos

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

III.2. Métodos numéricos

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

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

Gas en Solución 5 a 20 %

Empuje de la Capa de Gas 20 a 40 %

Empuje de Agua 30 a 60 %

Segregación Gravitacional 25 a 80 %

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

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

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

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

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

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

IV. Revisión de las reservas en Venezuela

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

IV.1 Elementos para la revisión de las reservas

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

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

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

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

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

IV.2. Sobre los cambios de reservas en Venezuela

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

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

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

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

TABLA Nº 2

VENEZUELA RESERVAS DE PETROLEO 1976 ? 2002

(Millones de barriles)

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

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

DESCUBRIMIENTOS DE CAMPOS (a) MMBls

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

IV.4. La posición de PDVSA

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

AÑ0 2002 (Fuente EIA)

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

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

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

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

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

Partes: 1, 2, 3