miércoles, 26 de abril de 2017

RECURSOS, RESERVAS Y FANTASÍAS



Petróleo Venezolano:

Recursos, Reservas y Fantasías (I)


Carlos Mendoza Pottellá


Es difícil abordar el tema petrolero sin caer en lugares comunes. Por ejemplo, la necesidad de tener en cuenta, a la hora de hacer cualquier formulación al respecto, el carácter vital de ese recurso para nuestra Nación. En particular, al evaluar los planes y escenarios que se nos plantean a corto y mediano plazo.

En nuestra opinión, gran parte de esos proyectos se formulan a partir de una cuantificación exagerada de los recursos petroleros disponibles. Partiendo de la gigantesca base yacente de hidrocarburos líquidos  que se concentran en Venezuela, casi la quinta parte de todo el petróleo existente en el mundo, se han elaborado proyectos faraónicos alejados de la factibilidad de ejecución, tanto en términos económicos como simplemente físicos.

El mecanismo de partida de esos proyectos es la conversión arbitraria de porcentajes crecientes del “petróleo originalmente en sitio” –petróleo “in situ”-  en reservas probadas.

Petróleo “in situ” y reservas probadas son dos magnitudes definidas que refieren a un “todo” y a una de sus “partes”.

La primera de ellas es el todo, un dato relativamente estático, resultante de una evaluación geológica y de los parámetros físicos que se determinen de la misma, el cual designa al volumen total de petróleo que, con un grado determinado de certeza, se presume que existe en una  localización, país o región. 

Mientras que la segunda, las reservas probadas, constituyen una variable que se estima como el porcentaje del petróleo in situ que es factible extraer  dados los costos, precios y tecnología disponible en cada momento.
Y Como tal variable, las reservas probadas disminuyen paulatinamente, cada año, con la producción y se incrementan con las nuevas perforaciones de desarrollo y descubrimientos, o por la incorporación de nuevas tecnologías que reduzcan los costos y aumenten las posibilidades económicas y físicas de extracción de la base de recursos original. A esto último se le denomina “factor de recobro”.

Y es aquí donde entran en juego factores que llamaremos “extrageológicos”, o como satirizaba Juan Pablo Pérez Alfonzo en su tiempo, el “afilamiento de los lápices” de los planificadores de escenarios de ensueño. 

Este es el ámbito de las revisiones y certificaciones basadas simplemente en reestimaciones del factor de recobro.

Por sus peculiares características, nuestra Faja Petrólifera del Orinoco ha sido, justamente, el campo propicio para todas esas manipulaciones en tiempos recientes. En consecuencia, debemos dilucidar la pertinencia de los escenarios que se crean a partir de las posibilidades de desarrollo de esa inmensa acumulación petrolera.

La realidad física -estimada en 1967 por los geólogos venezolanos José Antonio Galavís y Hugo Velarde (698 mil millones de barriles) y reevaluada recientemente por el Servicio Geológico de los Estados Unidos con una estimación “promedio” de 1 billón quinientos mil millones de barriles-  es que en esa localización se encuentra la mayor acumulación petrolera del mundo.

Un aspecto fundamental de esa realidad, es que se trata, en su inmensa mayoría, de petróleos extrapesados, para cuya tratamiento en refinerías convencionales se requiere de muy costosos procesos adicionales para aumentar su gravedad API, conocidos genéricamente como “mejoradores”. Dichos crudos también se pueden hacer comercializables mediante su mezcla con petróleos livianos o naftas, tal como se ha realizado en el país desde hace varias décadas, aunque en  proporciones poco significativas respecto al total de recursos recuperables.

Consecuentemente, la materialización de reservas probadas a partir de esa inmensidad petrolera es un reto permanente de investigación, análisis de factibilidad, desarrollo tecnológico, defensa de los precios y sobre todo, una gran capacidad para poner los pies sobre la tierra y eludir las fantasías productivistas..

Revisemos las cifras del US Geological Services y sus estimaciones.






Se puede observar que se trata de estimaciones con tres escenarios posibles de petróleo existente originalmente en sitio, con un mínimo de 900 mil millones de barriles y un máximo de un billón 400 mil. Esos tres estimados se acompañan a su vez con tres posibles factores de recobro, 15, 45 y 70 por ciento.

A partir de esas estimaciones, el USGS, presenta los posibles recursos recuperables, con factibilidades de 95, 50 y 5 por ciento respectivamente: 360, 512 y 652 mil millones de barriles, tal como se muestra en el siguiente cuadro:



Es de observar que en la definición de sus hallazgos, el mencionado organismo se refiere a “recursos recuperables”. Estos volúmenes constituyen resultados estrictamente físicos, dadas las condiciones del yacimiento estudiado y sin hacer ninguna mención a costos y precios.

Y aquí está el meollo de la cuestión: la sola mención del “factor de recobro” sin consideración de las circunstancias económicas vigentes no basta para definir reservas probadas. Y menos cuando no se  mencionan los montos de descubrimientos y producción que deben determinar el sentido y magnitud de su evolución año tras año. Para ser más claros, veamos cómo se registra tradicionalmente la evolución de las reservas en el Petróleo y Otros Datos Estadísticos (PODE) del Ministerio de Energía y Petróleo. 




Como se puede observar, las tres primeras magnitudes  tabuladas son los descubrimientos, extensiones y revisiones anuales, las cuales constituyen las “reservas nuevas”, que incrementan las del año anterior. La producción, por el contrario, disminuye estas cuentas y las resultantes constituyen las reservas probadas al 31 de diciembre de cada año.

En las cifras presentadas por el PODE 2008 puede observarse una evolución ascendente pero estable de esas reservas, hasta el 2008, cuando pegan un salto como consecuencia de una “revisión” de 74.137 millones de barriles, para colocarse en un total de 172.323 millones de barriles.

En la siguiente gráfica, extraida del PODE 2013 se extiende la serie de reservas y producción hasta ese año y se agregan datos hasta  el 2015, para los cuales no disponemos de la base de cálculo de los incrementos que condujeron a una cifra de 300.878 millones de barriles de reservas probadas para este último año.

Al contrastar  esa magnitud y las inmediatamente anteriores con la producción correspondiente de cada año, resulta un monto que difícilmente puede ser atribuido a nuevos descubrimientos o extensiones provenientes de pozos de desarrollo, dada la escasa actividad exploratoria que registran las estadísticas de PDVSA en sus informes y balances financieros anuales.

Particularmente, esos montos fueron de 39.000 y 85.000 millones de barriles de nuevas reservas probadas en 2009 y 2010, manteniendo luego un nivel estable pero creciente, hasta alcanzar los 300.878 millones de barriles antes mencionados.




Todo lo anterior nos conduce a colegir que la mayoría de los volúmenes registrados a partir del 2008  para presentar un incremento constante de las reservas remanentes totales son el resultado de “revisiones”, determinadas por la “certificación” realizada en esos años, la cual consistió fundamentalmente en un aumento del factor de recobro, desde el 8 al 20 por ciento.

Al comparar la magnitud de las reservas probadas para 2015 con la producción anual reportada por PDVSA en ese mismo año, el resultado es que las mismas durarán, en promedio, más de 289 años. Este es un promedio que comprende a los campos semivírgenes de la Faja del Orinoco, con expectativas de duración de 400 o más años, y a los campos convencionales, maduros y declinantes, cuya vida productiva se estima en 5 o 6 décadas. Por ejemplo, en los cuatro campos denominados Zuata y Cerro Negro de la Faja del Orinoco se han certificado  reservas probadas de 120.000 millones de barriles que a las tasas actuales de extracción se agotarán en más 400 años.   

Tales cifras son las que han conducido, desde 2005, al planteamiento de planes expansivos de la producción hasta la mítica suma de 6 millones de barriles diarios. Todo indica que pesa en los planificadores petroleros la urgencia de demostrar que las ingentes reservas estimadas por ellos son factibles de desarrollar en el corto y mediano plazo. Se encuentran en la situación del jinete que tropieza con sus desproporcionadas espuelas.

Lo contrario sería someterse a la evaluación negativa de analistas como Steve Hanke[1], que considera a la tasa de agotamiento de sus reservas como un índice de eficiencia de una empresa petrolera, comparando los 8,2 años de duración de las reservas registradas por Exxon, con la “ineficiencia” de la gestión de una empresa con reservas de duración estimada en varios siglos.

La verdad, a nuestro entender, es que las magnitudes certificadas como reservas probadas por los muy bien pagados especialistas en alquimia de yacimientos de la empresa Ryder Scott para PDVSA, no son tales, porque parten de su magnitud física absoluta,  sin que se mencione su relación dinámica con los precios y las cambiantes realidades del mercado. 

Por ejemplo, la caída de los precios desde las alturas de los 100 dólares de 2014 hasta el nivel de 40-45 en los cuales se ha movido la cesta venezolana de crudos recientemente, ha debido obligar al redimensionamiento de tales reservas, pero ello no se observa en las crecientes cifras que analizamos.

Otro aspecto determinante a la hora de evaluar los proyectos que nos ocupan lo constituyen las actuales tasas de crecimiento de la demanda global de crudo para las próximas décadas, las cuales no dejan espacio para la inserción de los cuatro millones de barriles diarios de crecimiento de la producción nacional que postulaban los planes 2015-2019 de PDVSA.



La sola mención de los desembolsos requeridos por tal plan de inversiones hace obvia toda otra consideración. ¿De qué fuente provendrían los 234.357 millones de dólares requeridos solamente en las actividades de exploración y producción?

Por razones de espacio, esta discusión continuará, con otras aristas y enfoques, en una futura entrega.


Petróleo Venezolano:
Recursos, Reservas y Fantasías (II)


Carlos Mendoza Pottellá


En nuestra primera entrega con este título abordamos las distorsiones de la realidad petrolera venezolana que se generan por la confusión, intencionada o no, entre recursos contingentes y reservas probadas.

Ahora nos corresponder alcanzar otro escalón en el intento de poner los pies sobre la tierra, al analizar otro concepto operativo de la industria petrolera: las reservas probadas desarrolladas, denominación  que alude a los yacimientos petroleros con equipos de producción instalados (pozos productores, oleoductos, estaciones de bombeo) conectados a puertos y refinerías. Vale decir que se trata de la base de la producción inmediata y de mediano plazo.

La siguiente gráfica de PDVSA nos introduce, de lleno, en la discusión que hemos venido planteando, al mostrarnos como, solamente el 4% de las “reservas probadas” certificadas son efectivamente “desarrolladas”.



En nuestra opinión, mera hipótesis sujeta a la crítica y a las precisiones de los especialistas en yacimientos y producción petrolera, mientras no sean “desarrolladas”, esas reservas probadas se acercan más a la categoría de recursos yacentes, inmovilizadas en el corto y mediano plazo.

Este es el resultado de la voluntad de “certificar” reservas por el simple incremento del factor de recobro, para presentarnos ante el mundo como una potencia, pero al costo de ser sujeto de las evaluaciones negativas como las de nuestro ya citado Steve Henke.[1]

En este material, el autor esgrime, con toda la mala intención del mundo –que no por ignorancia-, la comparación de los siglos de duración de las reservas probadas reportadas por PDVSA con los 8,2 años de las reservas activas de Exxon, sabiendo que se trata de cosas totalmente diferentes. Es necesario desmontar  esa mistificación para poder tener una visión certera de la realidad de nuestros yacimientos.

Las reservas activas de Exxón son aquellas sobre las cuales esa corporación ha obtenido concesiones o licencias y en las cuales ha realizado una inversión que debe “agotar”, vale decir, depreciar, en un plazo determinado. Ese gasto de capital debe generar un flujo de caja tal que su tasa interna de retorno garantice una maximización de los beneficios esperados. Desde luego, para que ese agotamiento sea “eficiente”, el plazo no puede ser de 300 años.

Las reservas o recursos contingentes de PDVSA, en realidad, son un patrimonio  de la Nación venezolana. Y Nación es un concepto eterno en si mismo, en tanto que se refiere a todos los venezolanos vivos y por nacer en los próximos años y siglos. En consecuencia, además de ser una imposibilidad física por su magnitud volumétrica, es también irracional, desde el punto de vista de la optimiización del uso del recurso, el pretender liquidarlo aceleradamente. Amén de la inconsciencia intergeneracional que implicaría una voluntad de apropiación inmediata.

Las que sí son comparables con las reservas de Exxon, son las resevas probadas desarrolladas. Según las estadísticas de PDVSA, para  2015 esas reservas eran de 12.931 millones de barriles, las cuales, con una producción de 1.000 millones en ese mismo año, se “agotarían” en 13 años, cifra que entraría dentro del rango que Hanke considera “adecuado”. Esas son las reservas donde existe una inversión de capital, unos equipos e instalaciones que deben depreciarse y sobre cuya utilización y agotamiento la Nación debe percibir una razonable compensación. Son ellas las que soportan la industria petrolera venezolana actual, razón por la cual es en el análisis de sus circunstancias donde debemos centrar las consideraciones sobre proyectos, diagnósticos y pronósticos. Veamos:

Partiendo de las estadísticas disponibles, de 2011, reproducidas en el cuadro anterior, podemos decir que en Venezuela se han perforado hasta hoy, desde principios del Siglo XX, más  50.000 pozos petroleros, de los cuales todavía quedan unos 36.000 en capacidad de producir, pero que  la producción fluye por menos de la mitad de ellos. Los más de 17.000 pozos “cerrados reactivables” según la clasificación de PDVSA podrían ser objeto de un programa de recuperación secundaria intensiva cuya factibilidad deberá ser evaluada a la luz de las circunstancias económicas actuales, pero que podrían ser la fuente de cantidades adicionales de crudos livianos, medianos y pesados, que nos permitirían sostener niveles de producción considerables en los próximos años, aunque no sean los soñados 6 millones de barriles diarios.

Aquí hay que hacer la acotación de que, después de casi 100 años de producción petrolera, nuestros yacimientos convencionales se encuentran enfrentados a una declinación promedio del 25% anual, razón por la cual las actividades de recuperación secundaria, vale decir, nuevas perforaciones, inyección alterna de vapor, reacondicionamiento, recompletación y otros métodos de mantenimiento, son indispensables para mantener el nivel del potencial productivo de los mismos.

La gráfica de PDVSA que recoge la historia de esas actividades en  años recientes recuerda al mito de Sísifo, pues cada año hay que remontar la cuesta de esa declinación y el resultado es sólo de una contención parcial:


En efecto, se puede observar como las actividades de recuperación secundaria contienen la tendencia a la declinación acelerada, pero no impiden el curso general: partiendo del máximo potencial en esos años, el del 2009, que registra un nivel de 3 millones 799 mil barriles diarios, vemos como en 2013 esa cifra se reduce a 3 millones 328 mil barriles diarios. Esa caída del potencial ha sido la determinante de la consecuente declinación de la producción registrada hasta el presente:




Ahora bien, hay que tomar en cuenta que las actividades de recuperación secundaria ya referidas se efectúan sobre los yacimientos activos actualmente,  y que existe unconsiderable cantidad de los mismos cerrados y con pozos reactivables.

Nuestra posición, producto de consultas con operadores de estos campos,  es la de que las actividades de recuperación secundaria mejorada deben intensificarse en todas las áreas convencionales, al mismo tiempo que se reevalúan las operaciones en la Faja del Orinoco vinculadas a la instalación de nuevos mejoradores.

Este último tipo de desarrollo se encuentra enfrentado a una negativa perspectiva de precios en el mediano plazo, la cual ha obligado a la industria petrolera internacional, en los pasados tres años,  a una reducción casi billonaria  de los gastos de capital en emprendimientos de costos similares, tales como las arenas bituminosas de Canadá, Alaska, Mar del Norte y otros yacimientos de aguas profundas.

Por el contrario, según las fuentes mencionadas, en los yacimientos convencionales de Venezuela se ha recuperado solamente el 20% del petróleo originalmente en sitio y, con la tecnología disponible hoy es muy factible que nuevas perforaciones de desarrollo pueden determinar  cantidades adicionales de petróleo recuperable.

Por ejemplo, los datos de PDVSA sobre los principales yacimientos del campo más desarrollado de Venezuela, el Lago de Maracaibo, en donde se encuentran más de 22.000 pozos en capacidad de producir, las dos terceras partes del total nacional, según el Cuadro Nº 1, son bastante elocuentes en cuanto a las posibilidades planteadas:

 

Las reservas de estos 10 campos, algunos de ellos ya ancianos, son superiores a las de Argelia o Angola. El promedio de 67,7 años remanentes a sus tasas actuales de producción, puede ser mantenido y extendido, como sostenemos aquí, con aplicación de procesos de recuperación secundaria, sobre los cuales nuestra industria tiene un amplia experiencia, tal como queda de manifiesto en el citado Gráfico Nº 2.

Desde luego que, además, hay otras realidades complicadas, como las que se generan en campos sobreexplotados como El Furrial, donde se acorta la vida del yacimiento por la fijación de una cuota de producción muy elevada, de 290 mil barriles diarios, la cual determina, según informan sus propios operadores, una violación de las normas de mantenimiento de una relación gas a petróleo que garantice un drenaje máximo de sus reservas.

En general,  hay que tener siempre presente que no se trata de soplar y hacer botellas, o sustituir un sueño inviable por otro de magnitudes similares, porque es indispensable una evaluación completa y total de nuestros campos petroleros y de las oportunidades que ofrecen o niegan las circunstancias actuales del mercado global.

CMP/abril 2017





[1] Steve Hanke, Venezuela’s PDVSA: The world´s worst oil company. Forbes 6 de marzo 2017, PDVSA’s depletion rate has been falling like a stone since 2007. At present, it sits at 0.35%. That rate implies the median time to extraction and sale for a barrel of PDVSA’s oil is 198.6 years.


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