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,
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.
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
