domingo, 10 de febrero de 2019

RECURSOS, RESERVAS, FAJA Y LUTITAS


Recursos, Reservas, Faja y Lutitas

Carlos Mendoza Pottellá

10/02/2019

El Servicio Geológico de los EE. UU., USGS, según sus siglas, presentó el pasado diciembre el resultado de sus estimaciones realizadaas en 2018, “…utilizando una metodología de evaluación basada en la geología”, sobre el volumen de recursos, técnicamente recuperables no descubiertos, del campo Wolfcamp en las lutitas de la Cuenca Pérmica de Texas y Nuevo México. Informa, al respecto, que es la mayor estimación de recursos técnicamente recuperables de crudos ligeros (light tight oil) hecha hasta ahora por ese servicio, con una media de 46.271 millones de barriles.[1]

Llamo la atención sobre la declaración que subrayo arriba, de una metodología basada en la geología.

Según las definiciones previas de ese servicio:

"Técnicamente recuperable" significa que el petróleo y / o el gas pueden producirse utilizando la tecnología actualmente disponible y las prácticas de la industria. Esto es independiente de cualquier consideración económica o de accesibilidad.

Por ejemplo, la tecnología requerida para producir petróleo desde una ubicación puede existir, pero cuesta más de lo que vale el petróleo. El petróleo aún es técnicamente recuperable.” [2]

Estas precisiones me llevan a  a exponer nuevamente mis reiterados planteamientos críticos y profanos sobre la onírica planificación petrolera venezolana basada en la confusión deliberada entre recursos y reservas.[3]

En efecto, a partir de 2005, y previo el pago de 600 millones de dólares, una prestigiosa empresa especializada en la cuantificación de recursos en yacimientos petroleros, Riddley Scott, certificó, precisamente con métodos geológicos, algo que, como veremos más adelante ya era bastante conocido por estimaciones previas del USGS: el “petróleo originalmente en sitio” en la Faja Petrolífera del Orinoco.
La posterior determinación del estrambótico porcentaje recuperable de ese “POES”, 20%, “en las condiciones tecnológicas y de precios vigentes”, fue una decisión autónoma del Ministerio de Petróleo y Minería.[4]

Con ese “factor de recobro” se hicieron los cálculos ¡exactos! que establecieron las reservas probadas para 2012, por ejemplo, en 258.299 millones de barriles, las cuales, sumadas a las reservas  existentes en las áreas convencionales, convirtieron a Venezuela en la depositaria de las primeras reservas probadas de hidrocarburos líquidos  a nivel mundial: 298.353 millones de barriles.


Así lo registran también, desde entonces, las estadísticas anuales de la Agencia Internacional de Energía, la OPEP, la British Petroleum y todos los medios privados especializados.

Lo cierto del caso es que la USGS había realizado, varias décadas antes de esta “certificación”, una estimación de recursos, según la cual…

“…la mayor acumulación de petróleo extrapesado está en la faja de petróleo pesado del Orinoco venezolano, que contiene el 90 por ciento del petróleo extrapesado del mundo cuando se mide in situ. (petróleo originalmente en sitio, N.N.)

El ochenta y uno por ciento del bitúmen recuperable conocido en el mundo se encuentra en la acumulación de Alberta, Canadá. Juntos, los dos depósitos contienen alrededor de 3.600 millardos de barriles de petróleo en sitio.” [5]



Algo de eso ya sabía el Secretario de Energía de Nixon,  James Akins, cuando vino a Caracas en 1974 y logró que el Presidente Caldera cambiara el nombre de la Faja Bituminosa por Faja Petrolífera del Orinoco.

Y también lo sabia la dictadura militar brasileña de entonces, que en su “Plan Cahla Norte” de esa època contemplaba la toma de todo el sureste de Venezuela para garantizar la explotación de esos recursos. Un servicio del “subimperialismo brasileño” a Occidente, en plena guerra fría, embargos petroleros y “crisis energética”, cuando florecieron estimaciones de “fin del petróleo liviano” para fines del Siglo XX  [7]

Los inventores de factores de recobro basados sólo en las posibilidades técnicas de recuperación olvidan  a propósito algo que ciertamente conocen: los costos, precios y perspectivas del mercado, son las variables determinantes de las reservas probadas.
El conjunto de etapas y procesos que deben cumplirse para ir, desde las primeras estimaciones del petróleos originalmente en sitio (POES), hasta la determinación de recursos prospectivos, recursos recueperables, reservas posbiles,  probables y probadas es un trabajoso camino, detallado en la siguiente gráfica, que resume lo establecido en esta materia por todas las asociaciones de ingenieros petroleros y geologos a nivel mundial.
El motor que conduce a esas etapas desde la incertidumbre hasta la madurez de las reservas es, justamente, su factibiliad económica.


 [9]

En mi trabajo “Política petrolera a la manera de los músicos del Titanic”, referido antes,  expongo los datos de la frustración del primer megaplan fundado en la Faja y las expectativas de crecimiento indetenible de los precios, el “Megadisparate de PDVSA”, según  Francisco Mieres: Una inversión de 100 mil millones de dólares entre 1980 y 2000, basado en mezclas de crudos extrapesados y medianos para obtener  crudo de 16º, que se frustró al revertirse,  en 1983, el curso ascendente de los precios del petróleo inicado en 1973:

 Obsérvese, de paso, la escogencia del precio del crudo pesado de 10º API, crudo como el que se produce en el Campo Boscan, que si tiene un valor comercial, para estimar el precio de la mezcla de 16º, cuando lo que se evalúa son crudos extrapesados, de alto contenido de azufre,  de 4 a 9 grados, sin valor de mercado directo.

Se trata, como en todo esta historia, de la voluntad y la mala conciencia de embellecer los escenarios y vender megaplanes. El precio de esa mezcla -que hoy conocemos como Merey 16 y es nuestro marcador en la Cesta OPEP- lo ha determinado siempre el mercado, en función de su rendimiento en las refinerías, su contenido de azufre, etc.,

Pues bien, años más tarde, el USGS estimó más precisamente la acumulación en sitio de los crudos de la Faja, entre 900 y 1.400 millardos de barriles, de los cuales unos 260 mil millones de barriles serían recursos técnicamente recuperables,  según su estimación media.

Esa fue también, por casualidad, la misma cantidad de reservas probadas establecidas por PDVSA a partir de la certificación de Riddley Scott en 2005. Simplemente, obviando cualquier consideración de economistas ociosos sobre costos, precios, oferta, demanda, inventarios, especulación financiera, crecimento económico, etc.

Table 1. Regional distribution of estimated technically recoverable
heavy oil and natural bitumen in billions of barrels (BBO).


Región
Heavy oil


Natural bitumen


Recovery
factor*
Technically
recoverable BBO
Recovery
factor*
Technically
recoverable BBO


North America
0.19
35.3
0.32
530.9
South America
0.13
265.7
0.09
0.1
W. Hemisphere
0.13
301.0
0.32
531.0
África
0.18
7.2
0.10
43.0
Europe
0.15
4.9
0.14
0.2
Middle East
0.12
78.2
0.10
0.0
Asia
0.14
29.6
0.16
42.8
Russia
0.13
13.4
0.13
33.7**
E. Hemisphere
0.13
133.3
0.13
119.7
World

434.3

650.7


U.S. Geological Survey, Fact Sheet 70-03, August 2003
Online Version 1.0 Heavy Oil and Natural Bitumen - Strategic Petroleum Resources
By Richard F. Meyer and Emil D. Attanasi

A la anterior estimación regional, del 2003, con un factor de recobro del 13%, se añade luego el reporte específico sobre la Faja del Orinoco, ya referido en la nota 5, en el cual se presentan tres estimaciones del petróleo originalmente en sitio (900, 1.300 y 1.400 millardos de barriles, tres posibles factores de recobro (15, 45 y 70 por ciento) con los cuales define tres escenarios de posibilidades de existencia de recursos técnicamente recuperables:  con 5, 50 y 95 por ciento de factibilidad que resultan en cifras de 682 mil, 512 mil y 380 mil millones de barriles de “recursos petroleros recuperables no descubiertos”…

“… usamos datos de reservorio, datos petrofísicos, estimaciones de petróleo en el lugar, y factores de recuperación tomados de otros estudios de la Faja del Orinoco para desarrollar otros cinco enfoques. Para la estimación de recursos recuperables y para representar adecuadamente la incertidumbre geológica e ingenieril en la evaluación.”



Obsérvese que la estimación promedio de los tres escenarios de la USGS, 513 mil millones de barriles de recursos recuperables , es la misma que presenta el siguiente gráfico de PDVSA como las “reservas probadas”, si se escogiera 40% como factor de recobro de 1.300 millardos del petróleo “in situ”, pero que la empresa 
“moderadamente”, se conformó con el 20% de ese total: los famosos 260.000 millones que le permitieron certificar desde entonces 298,4 millardos de barriles de R.P. totales, al añadir las convencionales. Y, desde luego, sin hacer mención a la “incertidumbre geológica e ingenieril” manifiesta por la USGS.

Estas consideraciones fueron expuestas en detalle en el artículo Factor de Recobro, de las fantasías al ‘paquete chileno’ [11]
                 

Esas supuestas  reservas probadas se fueron añadiendo a las reales, resultantes de la exploración –descubrimientos y extensiones-,  con “revisiones”, meros cálculos de escritorio fundados en el también supuesto “factor de recobro” de los recuros de la Faja, y ya para 2016 alcanzaban los 302.200 millones de barriles, las cuales, al nivel de producción de ese año, durarían unos 336 años,  de acuerdo al siguiente cronograma: [12]


Obsérvese la nota en las dos lineas finales:

Si a las reservas probadas de 1999 le restamos la producción hasta el 2016 y le sumamos los resultados de los descubrimientos y extensiones que genera la actividad de perforación, las reservas probadas efectivas en este úlimo año alcanzan a 60.915 millones de barriles. Esa cifra es similar a la resultante de restarle a las “reservas remanentes”  registradas oficialmente en 2016, las “revisiones” hechas desde 1999: 60.179 millones de barriles.

Con la menor de esas estimaciones de reservas, Venezuela podría estar produciendo 3 millones de barriles diarios durante 55 años, 2 millones de barriles diarios durante 80 años.

Todo ello sin contar los resultados de la actividad exploratoria en las áreas tradicionales que, como uno de los más dañinos de efectos narcóticos de la ilusión Faja, se ha llevado a niveles mínimos en los últimos años, al punto de que, para representar gráficamente la relación entre los gastos de exploración respecto a los gastos totales de la industria hay que apelar a una escala semilogarítmica: En el 2014 por ejemplo, fueron 76 milones de dólares de gasto exploratorio  frente a 27.400 de gasto total.


Los lamentables resultados físicos se pueden observar en el cronograma que vengo citando: en los 17 años transcurridos entre 1999 y 2016 la exploración generó 3.842 millones de barriles de nuevas reservas, las cuales no compensaron, ni de cerca, la producción en ese mismo lapso: 19.779 millones. El Informe General de Actividades 2016 de PDVSA informa que en ese año se agregaron, por descubrimientos y  extensiones, reservas probadas de 37 millones de barriles de crudo. [14] 

Ese cronograma registra también la otra cara de la tragedia: la caída de las reservas probadas desarrolladas, es decir, aquellas que efectivamente se pueden producir por tener todas las instalaciones necesarias para su extracción y transporte a puertos y refinerías, con una merma de 2.110 millones de barriles  entre 2009 y 2016, para ubicarse en 12.944 millones ese último año, -representando un 4% de las  supuestas reservas probadas- y que son un claro indicador del rumbo a la  declinación de la producción, acentuada desde entonces hasta 2018, y que completa el cuadro común de inviabilidad a todos los proyectos fundados en la distorsión de la realidad que se han intentado y que, por lo visto, se seguirán intentando entre 2019 y 2025. 



En un artículo anterior citaba que: “Saudi Aramco…  planea gastar más de 133 mil millones de dólares en los próximos diez años para optimizar la perforación en petróleo y gas  una inversión anual promedio de 13,3 mil millones de dólares…” [15]

De esto podemos inferir que para sólo mantener el nivel actual de  nuestras verdaderas reservas probadas, estimado por distintas fuentes entre 60 y 80 mil millones de barriles, dada su vejez y tendencia a la declinación, el esfuerzo de exploración, extensión y desarrollo debe ser tan intenso o mayor que el de los sauditas, que manejan yacimientos maduros, pero todos con capacidades de producción varias veces superiores a los venezolanos
Según las cifras oficiales, en nuestros campos convencionales, la mayoría de ellos provectos ancianos descubiertos desde hace más de medio siglo, se encuentran reservas probadas reales que superan en conjunto al de muchos países. Veamos:
De acuerdo a las cifras del reporte estadístico de British Petroleum  de junio 2018, si del total de 303.200 millones de barriles totales de reservas probadas venezolanas de 2017, se deducen 224.000 milones de la Faja, esas reservas de más de 10º API, son de 89 mil millones de barriles, cifra superior, a las de Estados Unidos, Libia, Nigeria, Kazajastán, China y Qatar, individualmente considerados.

Los datos de ese reporte indican que sólo cinco países superan las reservas convencionales de Venezuela: Arabia Saudita, Irak, Irán, Rusia y Kuwait, sin contar los bitúmenes de Canadá.  [16]

El Informe General de Actividades 2016 de PDVSA [17], por su parte, nos muestra las reservas de los principales campos, entre los cuales, los diez mayores campos del Zulia registran las siguientes cifras en comparación con siete países de América Latina:


Como es del conocimiento general de los  trabajadores de la industria, los yacimientos convencionales  venezolanos se encuentran enfrentados a una agudización de su tendencia a la declinación del potencial productivo, consecuencia de tantos años de explotación y pérdida de la energía original, estimada en un mínimo de 20% anual, pero que puede ser parcialmente contenida con la aplicación de métodos de estimulación, comunmente conocidos como de  “recuperación secundaria” -nueva perforación, reacondicionamiento, recompletación, inyección alterna de vapor y otros-  según el siguiente esquema:

  


Esas actividades de generación de nuevo potencial forman parte de la rutina operativa en los campos maduros, pero como lo registra la presentación citada, ya entre 2009 y 2013 se podía observar una disminución de los esfuerzos en ese sentiido, que resultaban en una merma efectiva del potencial de producción al final de cada año:



                                                                  

Este testimonio del descuido de los campos convencionales, y la consecuente caída de la producción, que se acentuó a partir de 2013 hasta el presente, ha quedado registrado también en las estadísticas de los taladros operativos, de  Baker Hughes Oil & Gas Split,  presentadas antes en “Apuntes…III” (Nota 11)
De un promedio anual de taladros operativos de 71 en 2011 a 35 en 2018, con niveles mensuales de 50 en enero de 2017 a 25 en diciembre de 2018.

Sin embargo, como alternativa luminosa a la declinación de estos mediocres yacimientos urgidos de estimulación artificial, para poder drenar el mayor porcentaje posible de  otros recursos disponibles, se tomó el camino de alimentar las ilusiones sobre el mayor reservorio de petróleo del planeta, con crecientes “revisiones”, que fueron inflando las reservas probadas de la Faja para sustentar los sucesivos megadisparates de PDVSA:

En 1982 se hizo la primera revisión para incluir crudos de la Faja, por 1.308 millones de barriles, sustento de los proyectos Guanipa 100+ y Desarrollo del Sur de Monagas y Anzoátegui (DSMA) 1980-2000.

En 1986, una revisión extraordinaria de 26.065 millones que montó las reservas de la Faja en los 30.000 millones y las totales en 55.521 millones, se convirtieron en el fundamento de la “Apertura”, con sus Convenios Operativos, Asociaciones Estratégicas y el plan de 1994 para producir 5 millones de barriles diarios en el 2000, a 14 dólares el barril. [21]
Los precios cayeron en 1999 hasta 7 dólares el barril y el plan se frustró, tal como había pasado en 1983 con el primer megadisparate.

Pasaron varios años hasta que, después de revertidas las políticas aperturistas, expansivas y anti-OPEP de la era Giusti, en 1999 se retoma la política  de defensa de los precios y estos llegan a superar los 40 dólares en los primeros años del nuevo siglo e inician un curso aparentemente indetenible que los lleva hasta los 100 dólares hasta mediados del 2014.

En efecto, y como puede observarse en el siguiente gráfico de Bloomberg, los precios del WTI y la Cesta OPEP se incrementaronn entre 2009 y 2014 en más de un 200%, hasta que, en junio de ese último año, inician una precipitada caída que los lleva al entorno de los 30 dólares, antes de una moderada recuperación que los manteine hasta hoy en el entorno de los 50-70 dólares el barril.

Y fue en ese ambiente  de 2005-2014 cuando, por arte de magia de los “cien dólares y más allá” y la siembra de ilusiones de una “Venezuela Potencia”, reaparecen las metas de producir 5, 6 y hasta 7 millones de barriles diarios, fundados en los tantas veces mencionaods 260 mil millones de barriles de la Faja.

La irrealidad de esa planificación llegaba a extremos tales que… “se estimaba una inédita capacidad de "captura" del crudo venezolano que, por ejemplo, entre 2010 y 2015 aumentaría su participación en la oferta global de 3,37% a 4,68% al aumentar su producción de 2,90 millones de barriles diarios en 2010 a 4,46 MMBD en el 2015, aportando la Faja del Orinoco el 70 por ciento de ese crecimiento. En otras palabras, mientras se estimaba que la demanda global crecería en ese lapso en un 10,93%, la producción venezolana lo haría en un 53%. (Cifras AIE y Plan PDVSA 2010-2015) [24]

El siguiente gráfico, elaborado con datos oficiales de 1998, permite comprobar, una vez más, cómo surge la mágica cifra de 260.000 millones de barriles, que se venía manejando como reservas “probables” desde hacía más de dos décadas,  y que Riddley Scott, sin mucho esfuerzo, ayudó a convertir en “probadas” a partir de su “certificación” 2005-2008. 

La motivación principal de los planteamientos hechos en este trabajo, y en los citados artículos de 2017, es  la de poner en evidencia pública las lamentables consecuencias del convertir recursos técnicamente recuperables en reservas probadas, por “voluntad soberana”, con un factor de recobro estático, independiente de las condiciones del mercado, cuyos dramáticos y nada favorables cambios para el desarrollo de crudos costosos se han manifestado precisamente en la última década.

La cancelación, en ese lapso, de proyectos de las principales corporaciones internacionales para el desarrollo de recursos en el Ártico, Mar del Norte,  África Occidental, aguas profundas del Golfo de México y Brasil, y en las arenas bituminosas de Canadá, concurrentes con el desarrollo tecnológico que ha abaratado los costos del crudo de lutitas y ha permitido a los Estados Unidos duplicar su producción y estar en vías de convertirse, de nuevo, en el mayor productor de petróleo del mundo, fueron y siguen siendo señales que se han debido tener en cuenta para despertar del sueño de ser “la mayor reserva petrolera del mundo” y evitar la tragedia nacional a la que han conducido los alucinados planes de producir siete millones de barriles diarios en 2021.
Los recursos recuperables de 46.271 millones de barriles de petróleo extra liviano y 381 billones de pies cúbicos de gas, estimados por el USGS en el Wolfcamp de la Cuenca Pérmica norteamericana, vienen a agravar más aún el panorama para los productores de petróleos extrapesados y bitúmenes:

Esos recursos técnicamente recuperables, de un solo campo de la Cuenca Pérmica equivalen a la quinta parte de los de la Faja del Orinoco. La diferencia está justamente en su factibilidad a corto y mediano plazo que justifiquen inversiones para su desarrollo: Se trata de crudos ligeros y dulces de 30-37 grados API en esas lutitas, frente a crudos extrapesados y ácidos de 4 a 8 grados API en la Faja.

La confirmación de este aserto nos llega en tiempo real, pocos días despues de escrito lo anterior, la Administración de Información Energética del Departamento de Energía de los Estados Unidos, en su “Short Term Energy Oulook” ratifica que el continuado aumento de la producción petrolera de ese país se acentuará en 2019 y 2020, justamente con con crudos procedentes de la cuenca que estamos refiriendo:

EIA estima que la producción de petróleo crudo de EE. UU. promedió 10.9 millones de b / d en 2018, un aumento de 1.6 millones de b / d a partir de 2017, alcanzando su nivel más alto y registrando el mayor crecimiento en volumen observado. EIA pronostica que la producción de crudo de EE. UU. promediará 12.1 millones de b / d en 2019 y 12.9 millones de b / d en 2020, con la mayor parte del crecimiento proveniente de la región del Pérmico de Texas y Nuevo México.   [25]  

La misma fuente, en su Reporte Anual, registra proyecciones de la misma tendencia en el mediano y largo plazo:



Según Rystad Energy, y si se considera adicionalmente el suministro creciente de condensados y líquidos del gas natural, en la evolución de la producción de hidrocarburos líquidos para los próximos 31 años, Estados Unidos duplicará la producción conjunta de Rusia y Arabia Saudita a partir de 2024, apróximándose  a los 25 millones de barriles diarios en 2025.


Por su parte, la OPEP también informa, en su reporte mensual, enero 2019, sobre la evolución de la producción del “light tight oil”, que pasó de 4,71 mbd en 2017 a 6,23 mbd en 2018, con la Cuenca Pérmica aportando la mayor proporción de ese crecimiento, 2,81 mbd. Para 2019 se pronostica un aumento de la producción de este tipo de crudos, hasta alcanzar 7,4 milones de barriles diarios, de los cuales la Cuenca Pérmica generará 3,41 mbd. 

Los pronósticos de precios tampoco son favorables para un soñado desarrollo expansivo  de los crudos extrapesados de la Faja:

EIA pronostica que los precios de Brent promediarán $ 61 por barril (b) en 2019 y $ 65 / b en 2020. En 2018, los precios de Brent promediaron $ 71 / b. EIA espera que los precios del petróleo crudo West Texas Intermediate (WTI) tengan un promedio de $ 8 / b más bajos que los precios del Brent en el primer trimestre de 2019 antes de que el descuento caiga gradualmente a $ 4 / b en el cuarto trimestre de 2019 y durante todo 2020. [27]

Frente  esta realidades presentes y sus  pronósticos, ¿Cómo puede ser factible un aumento de 3 millones y medio de barriles en los próximos seis años, con base al desarrollo de yacimientos de crudos extrapesados cuyos costos de producción y puesta en condiciones de mercado requiere precios superiores a los 120 dólares el barril?
¿Cómo se remonta la cuesta de la caída de la producción en los últimos 11 años, con campos convencionales abandonados y declinantes, que exigen el reinicio de las actividades de recuperación secundaria sólo para mantener sus niveles actuales de producción?

Ateniéndonos al pronosticador más optimista de la demanda mundial futura, que es precisamente la OPEP, la estimación del crecimiento de esa variable es de 13  millones de barriles diarios en los próximos 21 Años, partiendo de la producción de 98,7 mbd ya registrada en 2018, para alcanzar 111,7 en el 2040.

  [28]

Si nos limitamos al lapso 2019-2025 de este escenario, podemos calcular el crecimiento promedio anual de la demanda total mundial en 820.000 barriles diarios, de los cuales, para producir 5 millones de barriles en el mismo lapso y partiendo de oficiales de producción durante 2018, de 1.510.000 bd, Venezuela tendría que “capturar”,  de aquí al 2025, 498.000 bd, es decir, el  50%  por ciento del crecimiento promedio anual de la demanda mundial en ese lapso.

El absurdo es mayor si hacemos la comparación dentro de la misma OPEP, cuyos estimados, presentados en su  World Oil Outlook 2018, reproduzco de seguidas:


 [29]

Hasta el  2023 la demanda del crudo de esa Organización caerá, por el ya referido crecimiento de otras fuentes, en particular y como estamos viendo, el crudo norteamericano de lutitas.

Desde ese año hasta el 2025, la recuperación total  será de sólo 200 mil bd, para marcar entonces una producción total de 32,1 millones de barriles diarios, inferior en 400 mil bd a la de 2018.  ¡¿Dónde podremos insertar nuestros 3 millones y medio de producción adicional?!



[30]

¿Hace falta recalcar que la pendiente casi vertical de ese crecimiento “planificado”, de 3,5 millones de barriles en 6 años, es un imposible físico  y económico para Venezuela, partiendo de las condiciones actuales de su industria y de la naturaleza de los crudos disponibles?

¿Qué más debemos esperar para redefinir las líneas maestras de la política económica nacional y, en particular, las políticas  de administración y gerencia de nuestros recursos de hidrocarburos, confrontados con las tendencias señaladas, y las que acentúan su carácter crítico, como la inminente e inevitable transición energética?




  
REFERENCIAS


[1]  Assessment of Undiscovered Continuous Oil and Gas Resources in the Wolfcamp Shale and Bone Spring Formation of the Delaware Basin, Permian Basin Province, New Mexico and Texas, 2018    Fact Sheet 2018–3073 December 2018


[3]  Petróleo Venezolano: Recursos, reservas y fantasías I  https://www.aporrea.org/energia/a253811.html,

Petróleo Venezolano: Recursos, reservas y fantasías II https://www.aporrea.org/energia/a253971.html 

Factor de Recobro, de las fantasías al paquete Chileno.    https://www.aporrea.org/energia/a254319.html

[4]

[5] USGS, Heavy Oil and Natural Bitumen-Strategic Petroleum Resources.  Richard F. Meyer and Emil D. Attanasi.

[6] US Geological Survey, World Petroleum Resources Project, an Estimate of Recoverable Heavy Resources of the Orinoco Oil Belt, Venezuela.

[7] Ernesto Villegas P., “Brasil planeo invadir Venezuela para controlar la Faja”.  https://www.aporrea.org/actualidad/a63255.html  ¨

C. Mendoza P., “Política petrolera a la manera de los músicos del “Titanic”.  https://www.aporrea.org/energia/a263621.html 

 “El Presidente Rafael Caldera recibió la visita de James Akins, zar energético de Nixon, ante el cual dio seguridades de que los venezolanos si estábamos dispuestos a explotar la Faja y no era necesaria la intervención brasileña. Como muestra, se anunció  oficialmente el cambio del nombre tradicional de Faja Bituminosa del Orinoco por Faja Petrolífera del Orinoco. Desde luego Pérez Alfonzo protestó diciendo que eso era poner sobre el mostrador lo que se guardaba para las futuras generaciones."

[8] C. Mendoza P., “El Poder Petrolero y la Economía Venezolana”, pág. 177. UCV – CDCH, Caracas, 1995.

[9] Sistema de Gestión de Recursos Petrolíferos, Auspiciado por Society of Petroleum Engineers (SPE), American Association of Petroleum Geologists (AAPG), World Petroleum Council (WPC) y Society of Petroleum Evaluation Engineers (SPEE) (Versión castellana del original inglés). 2008. Citado en el blog:

[13] PDVSA, Informes Financieros.2002-2016.

pág. 37 y 40. En la página 40 registra que se incorporaron 49 millones por descubrimientos y 2.222 por revisiones.

[17] PDVSA, Informe General de Actividades 2106.. http://www.pdvsa.com/images/pdf/iga/IGA_2016_Compilado.pdf

[18] Ibíd.

[19] PDVSA,  Vicepresidencia de Exploración y Producción, Rendición de Cuentas Enero-Septiembre 2013.

[20] Loc. Cit.

[21] Ministerio de Energía y Petróleo. Petróleo y Otros Datos Estadísticos 1986.

[22] C. Mendoza P., Nacionalismo petrolero venezolano en cuatro décadas, pág. 212.

[23] Bloomber, 15 de mayo 2018
[25] US EIA-DOE, Short-Term Energy Outlook.  January, 2019.https://www.eia.gov/outlooks/steo/report/index.php

[27] EIA, Loc. Cit., Short Term Energy Oulook

[29]  OPEC Word Oil Outlook 2018.  https://www.opec.org/opec_web/en/publications/340.htm       

[30] Fuentes: Ministerio de Energía y Petróleo, Petróleo y Otros Datos Estadísticos, OPEC Monthly Review Dic. 2018.

[31] A propósito de la “transición energética”  https://www.aporrea.org/energia/a270904.html




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