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.
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:
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).
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.
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?
[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
[2] https://www.usgs.gov/faqs/what-are-technically-recoverable-oil-and-gas-resources?qt-news_science_products=0#qt-news_science_products
[3] Petróleo Venezolano: Recursos, reservas y
fantasías I https://www.aporrea.org/energia/a253811.html,
Factor de
Recobro, de las fantasías al paquete Chileno.
https://www.aporrea.org/energia/a254319.html
[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:
[10] US Geological
Survey, World Petroleum Resources Project, An Estimate of Recoverable Heavy
Resources of the Orinoco Oil Belt, Venezuela.
pág. 37 y 40.
En la página 40 registra que se incorporaron 49 millones por descubrimientos y
2.222 por revisiones.
[15] Apuntes de Política Petrolera III, Petroanalysis.net y petroleovenezolano.blogspot.com https://www.energia16.com/saudi-aramco-to-invest-in-oil-and-gas-drilling/?lang=en
[16] BP BP Statistical Review 2018, https://www.bp.com/content/dam/bp/en/corporate/pdf/energy-economics/statistical-review/bp-stats-review-2018-full-report.pdf
[17] PDVSA, Informe General de Actividades 2106.. http://www.pdvsa.com/images/pdf/iga/IGA_2016_Compilado.pdf
[19] PDVSA,
Vicepresidencia de Exploración y Producción, Rendición de Cuentas Enero-Septiembre 2013.
[25] US EIA-DOE, Short-Term
Energy Outlook. January,
2019.https://www.eia.gov/outlooks/steo/report/index.php
[26] US EIA-DOE, Annual Energy Outlook 2019, https://www.google.com/search?q=annual+energy+outlook&ie=utf-8&oe=utf-8&client=firefox-b
[30]
Fuentes: Ministerio de Energía y Petróleo, Petróleo y Otros Datos Estadísticos, OPEC
Monthly Review Dic. 2018.
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