Reservas vs recursos vf

Ing. Vicente Serra Marchese
Intelligence Energy Solutions S.A.

“El mundo se divide en tres categorías : un pequeñísimo número de personas que hace
producir los acontecimientos; un grupo de personas un poco más grande que vigila su
ejecución y asiste a su cumplimiento y una vasta mayoría de personas que jamás sabrá
lo que en realidad ha acontecido."

Reservas y Recursos petrolíferos

Los recursos del petróleo son todas aquellas zonas contenidas en el subsuelo terrestre que
conforme su inferencia geológica contienen algún tipo de petróleo. Dichas zonas pueden ser
que no sean accesibles para una explotación; ni que el petróleo contenido en dicha zona sea
de fácil extracción económica ni que la energía invertida para probable extracción sea menor
que la energía del petróleo extraído. Las reservas, a diferencia de los recursos, son zonas
petrolíferas donde una extracción económica es factible. El tamaño de las reservas, por
definición, es más pequeño que el de los recursos.

Tamaño de las reservas del petróleo.

Un modelo plausible y exitoso es del geólogo M.K. Hubbert [1]. Con dicho modelo Hubbert
predijo que la producción doméstica de Estados Unidos alcanzaría su máximo alrededor del
año 1969 con un subsecuente descenso en forma de campana. La predicción se cumplió
rigurosamente y desde entonces la curva de Hubbert describe la producción doméstica de
petróleo de Estados Unidos con un margen de error del 5%..

Las hipótesis del modelo son
1: se supone que la
producción crece en forma
exponencial mientras que el
límite final de las reservas
totales se encuentra lejos.
Este comportamiento se
conoce como crecimiento no
restringido. 2: el modelo
asume una disminución de la
producción anual
proporcional a la diferencia
entre la cantidad petróleo ya
producido acumulado y las
reservas totales recuperables.

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.

La restricción deliberada de la producción en los países del Golfo Pérsico así como los
corrimientos relativos de las curvas de producción de las diferentes regiones pueden
incorporarse en el modelo

Descubrimientos de nuevos yacimientos

Existe otra metodología para anticipar la futura escasez del petróleo, a través del análisis de la
tasa anual de descubrimientos de yacimientos petroleros y por medio del análisis de la
distribución de los tamaños de los campos petroleros en función del tiempo [2].

La mayoría del petróleo
producido hoy en día proviene
de campos petroleros
descubiertos antes de la primera
crisis en 1973 [2]. El máximo de
la tasa anual de descubrimientos
ocurrió en 1962 cuando 40 mil
millones de barriles de petróleo
(bbo) fueron descubiertos, en
comparación con los 10 bbo en
1990. En 1997 esta tasa ya bajó
a 6 bbo anuales; Figura 2. Tasa de descubrimientos de petróleo crudo en reservas de
aproximadamente al presente 1910 a 1990. Se observa claramente un patrón en forma de campana.
cuatro barriles son Los datos desplegados son promedios de cada década.
consumidos en la actualidad
por cada barril hallado en
reservas.

El hecho es que inclusive con
tecnología de exploración
significativamente mejorada
(como técnicas sísmicas en tres
dimensiones), se han
encontrado pocos campos de
envergadura; los nuevos
descubrimientos significativos
serían de muy baja probabilidad
de ocurrencia.

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El tamaño de un pozo se
determina mediante una
asignación probabilística
P90, P50 y P10. Como
dicha asignación implica
una probabilidad de
encontrar más petróleo
que lo estimado con el
P90; muchas veces el
petróleo hallado supera la
cantidad estimada. Las
compañías contabilizan la
diferencia en el año de la Figura 3. Reservas mundiales reportadas por fuentes oficiales vs.
detección cuando en tiempo y las mismas reservas refechadas en su año de
realidad debe imputarse al
descubrimiento original. Se observa que los datos oficiales (no
año del primer
descubrimiento corregidos) sugieren un aumento ficticio, mientras que los datos
refechados (con la asignación del año del descubrimiento correcto)

Denominación de las Reservas

Se denominan “reservas probadas a los hidrocarburos acumulados en yacimientos cuya
existencia ha sido certificada, luego de una campaña de prospectiva coronada por un
descubrimiento y para los cuales existe un 90% de probabilidad de que puedan ser extraídos de
manera rentable. Las “reservas probadas y probables” incluyen volúmenes adicionales
existentes en acumulaciones puestas de manifiesto tras un descubrimiento aunque la
probabilidad de que puedan ser extraídos de forma rentable es tan solo de un 50%. Las
“reservas posibles” suman a las reservas anteriores a aquellos volúmenes cuya probabilidad de
ser extraídos de forma rentables es de un 10%. Las estimaciones de reservas para cada una de
las categorías cambian con el tiempo, en la medida que los supuestos para su cálculo se
modifiquen o se disponga de nueva información. Las estimaciones de reservas dan una idea de
cuánto petróleo podría desarrollarse y extraerse a corto y medio plazo. El volumen total de
petróleo que en última instancia podrá ser producido de manera comercialmente rentable se
conoce con el nombre de recursos recuperables finales [6] compuesto por las reservas
probadas y probables iniciales de campos que se encuentran en fase de producción o a la
espera de su desarrollo, el volumen correspondiente al crecimiento de las reservas y los
hidrocarburos que todavía quedan por descubrir.

Crecimiento de reservas y mejora de la recuperación

El concepto de crecimiento de las reservas de petróleo se refiere al aumento experimentado
por las reservas recuperables de un campo durante la vida del mismo, a medida que es
evaluado, desarrollado y explotado. [6]

• Factores geológicos: incluyen la identificación de reservas adicionales mediante nuevos
estudios de sísmica y la perforación de más pozos de evaluación, así como el reconocimiento
de rocas-almacén previamente ignoradas.
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• Factores tecnológicos: incluyen un aumento del porcentaje del petróleo in situ que puede ser
recuperado mediante la aplicación de nuevas tecnologías, tales como el aumento de la
superficie de contacto con la roca almacén y técnicas de recuperación secundaria y terciaria.

• Factores definitorios: se refieren a cambios económicos, logísticos, políticos, normativos y
fiscales que puedan suceder en el entorno operativo.

En cualquier yacimiento, el crecimiento de las reservas tiene lugar de forma automática si se
incrementa el factor de recuperación. Este se define como el total de reservas recuperables
expresado como un porcentaje del total de los hidrocarburos contenidos en la roca almacén.
Como las estimaciones sobre el volumen total de hidrocarburos contenidos y el volumen
recuperado varían a medida que el campo es desarrollado y explotado, el factor de
recuperación también varía inevitablemente con el tiempo.

Arenas petrolíferas (oilsands, tarsands)

Estos depósitos se pueden considerar campos petroleros antiguos los cuales migraron hacia la
superficie formándose una mezcla de arena con crudo. Los depósitos más grandes se
encuentran en la provincia de Alberta, Canadá con un contenido de crudo estimado entre 870
y 1300 bbo, sin embargo solamente 300bbo se consideran recuperables y tan solamente 4 bbo
podrán recuperarse a las condiciones económicas actuales [3]. A la fecha dada las adversidades
de la zona se requieren tres barriles de petróleo crudo para producir un barril a partir de las
arenas por lo cual el proceso no tiene ningún sentido energético. [3]

Yacimientos de petróleo inmaduro ("Oil Shale")

En muchas estadísticas aparecen números impresionantes relacionados con las reservas "no
convencionales" de petróleo, en particular el "Oil Shale”. El proceso de recuperación es
extremadamente complicado, consume cantidades importantes de calor auxiliar así como
cantidades enormes de agua, además de producir montañas de residuos. Hasta la fecha no
existe una tecnología que pueda hacer uso de este recurso a un costo energético, económico y
ambiental aceptable.

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Desarrollo de las reservas en Argentina

Durante el periodo de Néstor Kirchner y Cristina Fernández de Kirchner (2003-actualidad), se
realizaron varias obras como oleoductos y gasoductos para el transporte de petróleo y gas. Sin
embargo las inversiones para la exploración y producción de nuevos recursos petroleros fueron
escasas y las promesas de inversión para la ampliación del sector refinación, prácticamente
nulas, a tal punto que tanto Petrobras como ESSO prefirieron vender sus unidades de negocio
antes de hacer frente a las inversiones obligadas para mejorar la calidad de combustibles.
Mientras la economía e industria fueron creciendo con el tiempo, el consumo de combustible
se fue acrecentando, en un determinado momento el consumo superó a la producción,
provocando que la Argentina tenga que importar combustibles para satisfacer las demandas
hogareñas e industriales. El declinamiento de la producción de petróleo, en especial del crudo
liviano nos ha dejado a las puertas de tener que importar petróleo para mantener en alto rinde
la capacidad de nuestras plantas de refinación La extracción de metros cúbicos de petróleo fue
en 2010 menor en 5 millones de metros cúbicos, comparando con el año 1997.

Petróleo Plus

El decreto 2014/2008 establece que el programa Petróleo Plus tiene como objeto "incentivar la
producción y la incorporación de reservas de petróleo”. La producción y las reservas de crudo, con su
correlato en el gas, vienen en caída libre desde hace varios años, tendencia que se profundizó
durante los últimos 10 años. 'Petróleo Plus' y 'Gas Plus' intentan revertir esa retracción. El
programa garantiza un mejor precio para la producción nueva tanto convencional como no
convencional y para aquellos que repongan reservas se promueven incentivos fiscales.

La ley corta de hidrocarburos agravo la escasa política de seguimiento que data desde la década
del 90, al menos, hasta que las provincias formen sus propios cuadros técnicos. En la presente
década se prorrogó la concesión de Loma de la Lata a YPF hasta 2027 que no sólo no
aumentó su extracción sino que por una mala acción en los pozos perdió producción y
reservas que nunca más podrán ser recuperadas.

Como complementar el plan

El Gobierno debe hacer uso de una herramienta preexistente: la ley que obliga a las petroleras
a reponer las reservas correspondientes a sus concesiones es la mejor forma de mantener el
nivel de las mismas. Para ello se debe generar incentivos adecuados. Es sabido que cuando se
llega al final de una concesión durante los últimos años, todas las inversiones que excedan su
periodo de repago más allá de la data final de la concesión, no se ejecutan porque el
concesionario no tiene manera de recuperar el capital invertido. Si se implementaran los
periodos de gestión a similitud de los concesionarios de Gas y Electricidad, el concesionario
del área tendría una clausula de salida y un incentivo a mantener invertida el área lo más
posible y desarrollar aun mas las reservas recuperables. Cada 15 años, mediante licitación
pública (donde se podrá consignar nuevos objetivos en función del desarrollo del área y con
acuerdo del concesionario vigente) se pondría a la venta el área en cuestión asignándola al
mejor oferente, si el concesionario vigente desea continuar detentara un derecho de preferencia
siempre y cuando su oferta resulte mayor a la de .los otros oferentes. El importe resultante de
la oferta se le consignará al concesionario saliente recuperando de esta manera el esfuerzo
producido en el área y recuperando el capital invertido en los últimos años.

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Evolución de la Producción y Reservas argentinas

Según EIA (Energy Information Administration) de EEUU y de British Petroleum la
Argentina paso su cenit en el año 1998, desde ese año al actual, YPF agoto el 76% de las
reservas de gas y más de la mitad de las reservas petroleras pero no por una dificultad geológica
sino sencillamente por el menor esfuerzo inversor en busca de reservas. Es así como en el
2010 dedico a esta finalidad apenas el 23% de lo invertido en 1999. Idénticos criterios puede
observarse en otros actores del mercado pero en menor medida. [5]

En los últimos años las 15 provincias petroleras han otorgado 166 concesiones a inversores
privados, que se comprometieron a invertir en tareas exploratorias algo más de u$s1700
millones. El caso es que más de la mitad de estas concesiones (95) fueron otorgadas a empresas
sin demasiada experiencia técnica en el área petrolera. En esas áreas concesionadas no se ha
concretado hasta el presente ningún descubrimiento, porque en la mayoría de ellas no se han
realizado inversiones comprometidas todavía. Posiblemente se esté esperando mejores
condiciones de financiamiento o mayores precios para transferir estos contratos a inversores
con recursos y capacidad técnica para explorar y descubrir hidrocarburos.

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En los gráficos de reservas de Gas y de Petróleo se observa claramente el crecimiento no
restringido de la producción de petróleo y gas, en el período de 1970 – 2000 concordante con
el descubrimiento de las reservas. En el caso particular del petróleo se observa que conforme a
la teoría de Hubbert efectivamente el año 1998 fue el cenit de producción de crudo y en el caso
del Gas el 2004.

Efectivamente circunscribiéndonos a las últimas dos décadas se distingue claramente en el
periodo 1990-1998 que la producción aumenta en un 75,3 por ciento siendo 1998 el nivel de
producción 49,831 millones de m3; el mayor de toda nuestra historia. A partir de ese año
comienza un periodo que ya lleva 12 años consecutivos de declinación, cada año se produce
menos que en el año anterior llegando al año 2010 una producción de 35,365 millones de m3
casi un 30% menos que en 1998. Las principales cuencas que vienen mermando su producción
se registran en las provincias de Santa Cruz, Neuquén y Mendoza. De las empresas
productoras de petróleo, YPF viene reduciendo año a año su producción petrolera y ha
reducido su participación en la producción de petróleo a un 35 por ciento del total, cuando en
los noventa representaba el 43 por ciento.(5)

Para el caso de la producción de gas, la producción vino creciendo todos los años desde 1990
hasta el año 2004, pasando en ese periodo de 23 miles de millones de m3. a 52,4 es decir un
aumento del 127,8 por ciento. En el año 2004 alcanza el máximo nivel y a partir del mismo la
producción comienza a caer todos los años ubicándose en 45,7 miles de millones de m3. Si
bien se registran aumentos en Chubut y la Pampa, estos aumentos no pueden compensar las
caídas en la producción de Neuquén, Mendoza y Santa Cruz. Nuevamente YPF del resto de las
empresas, registra las reducciones de producción más importante alrededor del 25%. (5)

El otro problema asociado es la calidad de crudos procesados, las refinerías para optimizar su
funcionamiento y maximizar la producción de Gas Oil o Naftas realizan distintos blending de
crudos, así como en el 1998 se maximizaba Naftas, ahora se maximiza Gas Oil.

En el cuadro siguiente se evidencia el proceso descripto.

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Procesado
Total
Año Liviano P Medio P Pesado P Procesado
1997 2.897 15.366 11.471 29.734
1998 3.255 15.911 11.440 30.606
1999 3.416 16.274 11.577 31.267
2000 3.442 14.925 11.836 30.203
2001 3.220 13.962 11.073 28.255
2002 2.715 11.013 8.734 22.462
2003 2.545 8.143 6.458 17.146
2004 2.667 15.213 13.303 31.183
2005 2.745 15.488 13.541 31.774
2006 2.847 16.125 14.201 33.173
2007 2.858 16.506 14.654 34.018
2008 2.791 16.080 14.350 33.221
2009 2.872 15.026 13.018 30.916
2010 2.879 14.870 13.064 30.813

Paralelamente podemos observar el decaimiento de la producción total observando las
exportaciones por distintos tipos de calidad de crudo.

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Exportaciòn
Total
Año Liviano E Medio E Pesado E Exportado
1997 1.318 5.245 12.081 18.644
1998 1.733 5.017 12.475 19.225
1999 1.310 3.529 11.052 15.891
2000 539 4.162 9.975 14.676
2001 576 4.449 10.663 15.688
2002 730 5.640 13.518 19.889
2003 988 7.628 18.282 26.898
2004 923 2.590 7.044 10.557
2005 593 1.215 6.878 8.686
2006 20 710 4.347 5.077
2007 - 460 2.826 3.286
2008 94 464 2.758 3.316
2009 2 732 4.501 5.235
2010 - 637 3.915 4.552

Vemos en la medida que rápidamente el margen de saldo exportable para va desapareciendo
drásticamente. Asimismo vemos que si declina aun más la producción de crudo liviano, se
hará necesaria la importación del mismo para mantener los niveles de producción actuales de
las refinerías de Naftas y Gas OIL

Si realizamos una proyección para los años subsiguientes, teniendo en cuenta el percentil de
declinación de la producción que es del 2,2 % por año, y se pretende tener un blending
intermedio entre la situación de 1998 y el presente, podemos graficar lo siguiente:

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Lamentablemente observamos que en el año 2013, con la restricción del blending similar al del
año 2007, el total procesado se iguala con el total producido, siendo necesario recurrir a la
importación de crudo a partir de ese año.

Es de destacar sin embargo que con el nivel de crecimiento del PBI y la demanda asociada de
Gas Oil y Naftas se deberán importar cantidades crecientes de estos productos, dado que no
será factible abastecer el mercado interno; tanto por falta de crudo para procesar como falta de
capacidad de refinación para procesar mayores cantidades de crudo.

El cuadro de exportación nos indica asimismo que para producir las mismas cantidades de
Naftas que en el año 1998, en el año actual sería necesario importar más de 500.000 m3 de
petróleo crudo liviano.

Respecto de las reservas de petróleo que vienen cayendo desde el año 1999, el nivel que las
mismas cubren al día de hoy es de menos de 8 años por referencia a la producción alcanzada
en el año 1998 Lamentablemente no es posible conciliar cifras por insuficiencia en la
información publicada por la Secretaria de Energía durante esta última década.

Respecto del Gas el incremento de la producción de gas fue mayor al de la expansión de las
reservas. Así en 1990 las reservas comprobadas cubrían 25 años de producción, se puede
estimar que el nivel de hoy representa un horizonte de 8 años de producción, sencillamente
porque las reservas disminuyen en volumen año tras año.

Al no aparecer nuevas áreas productivas para mantener la producción hace que el promedio
de extracción por pozo, de las áreas en producción disminuye al agregar más pozos que
succionan de la misma cuenca.

La falta de inversión en exploración resulta evidente cuando vemos que durante los ochenta se
perforaron en promedio 116 pozos exploratorios por año. La perforación promedio anual
durante los noventa alcanza a los 103 pozos exploratorios alcanzando su mayor valor en el
año 1995 con 165 pozos. Es interesante consignar que el precio promedio del petróleo (WTI)
durante esa década se ubicaba en un valor promedio de 18 dólares el barril.

A partir del año 2000 comienza un periodo de alzas permanentes en el precio internacional del
petróleo, pero simultáneamente el esfuerzo exploratorio se hace inverso con la señal de precio
en la Argentina. Durante la década 2000 el promedio es de 49 pozos exploratorios, años en
los cuales el precio del petróleo había ya trepado a un promedio de 75 dólares.

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Habrá que buscar causas en la estructura de precios o regulaciones por las cuales no se ha
elevado el nivel de exploración a pesar de las señales de precios. Dado que aún con las
retenciones impuestas a las exportaciones de crudo y derivados, la renta petrolera es
significativamente alta. Razonando por al absurdo, si a 18 dólares el barril justificaba la
exploración de 106 pozos por año, a 52 dólares el barril para el mercado interno justifica aun
más el aumento de las áreas exploratorias. Evidentemente la regulación vigente falla y tal vez
resulte necesario implementar adecuaciones como las descriptas en el capitulo anterior.

[1] Gordon Aubrecht, Energy, Merrill Publishing Company, 1989.
[2] Colin J. Campbell, Jean H. Laherrère, “The End of Cheap Oil”, Scientific American, Marzo de 1998.
[3] Walter Youngquist, “Geodestinies. The inevitable control of Earth resources over nations and individuals.”
National Book Company, Portland, Oregon, USA, 1997.
[4] Oliver Probst, Director del Departamento de Física e Investigador del Centro de Estudios de Energía ITESM
El Ocaso del Petróleo y las Fuentes Energéticas Alternativas - Campus Monterrey – México
[5] Alieto Guadagni – Econometrica S.A “Cae la producción Argentina. Culminó el Ciclo del Consumo del
Capital.
[6] Mariano Marzo Recursos Convencionales y no Convencionales de Petróleo y Gas -Catedrático de
Estratigrafía. Facultad de Geología, Universidad De Barcelona
[7] Luciano Caratori -La Caída en las Reservas de Hidrocarburos en Argentina- Departamento Técnico -Instituto
Argentino de la Energía “General Mosconi”
[8] Los números del petróleo y del gas. Suplemento estadístico - Instituto Argentino del Petróleo y del Gas

Artículo : Ing. Vicente Serra Marchese- Director Imtelligence Energy Solutions , Ex Director Nacional de Refinación y Comercializaciòn

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