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Recursos y Reservas Petroleras y Gas en Argentina

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  1. 1. Ing. Vicente Serra Marchese Intelligence Energy Solutions S.A.“El mundo se divide en tres categorías : un pequeñísimo número de personas que haceproducir los acontecimientos; un grupo de personas un poco más grande que vigila suejecución y asiste a su cumplimiento y una vasta mayoría de personas que jamás sabrálo que en realidad ha acontecido."Reservas y Recursos petrolíferosLos recursos del petróleo son todas aquellas zonas contenidas en el subsuelo terrestre queconforme su inferencia geológica contienen algún tipo de petróleo. Dichas zonas pueden serque no sean accesibles para una explotación; ni que el petróleo contenido en dicha zona seade fácil extracción económica ni que la energía invertida para probable extracción sea menorque la energía del petróleo extraído. Las reservas, a diferencia de los recursos, son zonaspetrolíferas donde una extracción económica es factible. El tamaño de las reservas, pordefinición, 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 Hubbertpredijo que la producción doméstica de Estados Unidos alcanzaría su máximo alrededor delaño 1969 con un subsecuente descenso en forma de campana. La predicción se cumpliórigurosamente y desde entonces la curva de Hubbert describe la producción doméstica depetróleo de Estados Unidos con un margen de error del 5%..Las hipótesis del modelo son1: se supone que laproducción crece en formaexponencial mientras que ellímite final de las reservastotales se encuentra lejos.Este comportamiento seconoce como crecimiento norestringido. 2: el modeloasume una disminución de laproducción anualproporcional a la diferenciaentre la cantidad petróleo yaproducido acumulado y lasreservas totales recuperables. 11/6
  2. 2. Ing. Vicente Serra Marchese Intelligence Energy Solutions S.A..La restricción deliberada de la producción en los países del Golfo Pérsico así como loscorrimientos relativos de las curvas de producción de las diferentes regiones puedenincorporarse en el modeloDescubrimientos de nuevos yacimientosExiste otra metodología para anticipar la futura escasez del petróleo, a través del análisis de latasa anual de descubrimientos de yacimientos petroleros y por medio del análisis de ladistribución de los tamaños de los campos petroleros en función del tiempo [2].La mayoría del petróleoproducido hoy en día provienede campos petrolerosdescubiertos antes de la primeracrisis en 1973 [2]. El máximo dela tasa anual de descubrimientosocurrió en 1962 cuando 40 milmillones de barriles de petróleo(bbo) fueron descubiertos, encomparación con los 10 bbo en1990. En 1997 esta tasa ya bajóa 6 bbo anuales; Figura 2. Tasa de descubrimientos de petróleo crudo en reservas deaproximadamente 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 actualidadpor cada barril hallado enreservas.El hecho es que inclusive contecnología de exploraciónsignificativamente mejorada(como técnicas sísmicas en tresdimensiones), se hanencontrado pocos campos deenvergadura; los nuevosdescubrimientos significativosserían de muy baja probabilidadde ocurrencia. 21/6
  3. 3. Ing. Vicente Serra Marchese Intelligence Energy Solutions S.A.El tamaño de un pozo sedetermina mediante unaasignación probabilísticaP90, P50 y P10. Comodicha asignación implicauna probabilidad deencontrar más petróleoque lo estimado con elP90; muchas veces elpetróleo hallado supera lacantidad estimada. Lascompañías contabilizan ladiferencia 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 derealidad debe imputarse al descubrimiento original. Se observa que los datos oficiales (noaño del primerdescubrimiento corregidos) sugieren un aumento ficticio, mientras que los datos refechados (con la asignación del año del descubrimiento correcto)Denominación de las ReservasSe denominan “reservas probadas a los hidrocarburos acumulados en yacimientos cuyaexistencia ha sido certificada, luego de una campaña de prospectiva coronada por undescubrimiento y para los cuales existe un 90% de probabilidad de que puedan ser extraídos demanera rentable. Las “reservas probadas y probables” incluyen volúmenes adicionalesexistentes en acumulaciones puestas de manifiesto tras un descubrimiento aunque laprobabilidad 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 deser extraídos de forma rentables es de un 10%. Las estimaciones de reservas para cada una delas categorías cambian con el tiempo, en la medida que los supuestos para su cálculo semodifiquen o se disponga de nueva información. Las estimaciones de reservas dan una idea decuánto petróleo podría desarrollarse y extraerse a corto y medio plazo. El volumen total depetróleo que en última instancia podrá ser producido de manera comercialmente rentable seconoce con el nombre de recursos recuperables finales [6] compuesto por las reservasprobadas y probables iniciales de campos que se encuentran en fase de producción o a laespera de su desarrollo, el volumen correspondiente al crecimiento de las reservas y loshidrocarburos que todavía quedan por descubrir.Crecimiento de reservas y mejora de la recuperaciónEl concepto de crecimiento de las reservas de petróleo se refiere al aumento experimentadopor las reservas recuperables de un campo durante la vida del mismo, a medida que esevaluado, desarrollado y explotado. [6]• Factores geológicos: incluyen la identificación de reservas adicionales mediante nuevosestudios de sísmica y la perforación de más pozos de evaluación, así como el reconocimientode rocas-almacén previamente ignoradas. 31/6
  4. 4. Ing. Vicente Serra Marchese Intelligence Energy Solutions S.A.• Factores tecnológicos: incluyen un aumento del porcentaje del petróleo in situ que puede serrecuperado mediante la aplicación de nuevas tecnologías, tales como el aumento de lasuperficie de contacto con la roca almacén y técnicas de recuperación secundaria y terciaria.• Factores definitorios: se refieren a cambios económicos, logísticos, políticos, normativos yfiscales que puedan suceder en el entorno operativo.En cualquier yacimiento, el crecimiento de las reservas tiene lugar de forma automática si seincrementa el factor de recuperación. Este se define como el total de reservas recuperablesexpresado 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 volumenrecuperado varían a medida que el campo es desarrollado y explotado, el factor derecuperación también varía inevitablemente con el tiempo.Arenas petrolíferas (oilsands, tarsands)Estos depósitos se pueden considerar campos petroleros antiguos los cuales migraron hacia lasuperficie formándose una mezcla de arena con crudo. Los depósitos más grandes seencuentran en la provincia de Alberta, Canadá con un contenido de crudo estimado entre 870y 1300 bbo, sin embargo solamente 300bbo se consideran recuperables y tan solamente 4 bbopodrán recuperarse a las condiciones económicas actuales [3]. A la fecha dada las adversidadesde la zona se requieren tres barriles de petróleo crudo para producir un barril a partir de lasarenas 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 "noconvencionales" de petróleo, en particular el "Oil Shale”. El proceso de recuperación esextremadamente complicado, consume cantidades importantes de calor auxiliar así comocantidades enormes de agua, además de producir montañas de residuos. Hasta la fecha noexiste una tecnología que pueda hacer uso de este recurso a un costo energético, económico yambiental aceptable. 41/6
  5. 5. Ing. Vicente Serra Marchese Intelligence Energy Solutions S.A.Desarrollo de las reservas en ArgentinaDurante el periodo de Néstor Kirchner y Cristina Fernández de Kirchner (2003-actualidad), serealizaron varias obras como oleoductos y gasoductos para el transporte de petróleo y gas. Sinembargo las inversiones para la exploración y producción de nuevos recursos petroleros fueronescasas y las promesas de inversión para la ampliación del sector refinación, prácticamentenulas, a tal punto que tanto Petrobras como ESSO prefirieron vender sus unidades de negocioantes 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 combustiblese fue acrecentando, en un determinado momento el consumo superó a la producción,provocando que la Argentina tenga que importar combustibles para satisfacer las demandashogareñas e industriales. El declinamiento de la producción de petróleo, en especial del crudoliviano nos ha dejado a las puertas de tener que importar petróleo para mantener en alto rindela capacidad de nuestras plantas de refinación La extracción de metros cúbicos de petróleo fueen 2010 menor en 5 millones de metros cúbicos, comparando con el año 1997.Petróleo PlusEl decreto 2014/2008 establece que el programa Petróleo Plus tiene como objeto "incentivar laproducción y la incorporación de reservas de petróleo”. La producción y las reservas de crudo, con sucorrelato en el gas, vienen en caída libre desde hace varios años, tendencia que se profundizódurante los últimos 10 años. Petróleo Plus y Gas Plus intentan revertir esa retracción. Elprograma garantiza un mejor precio para la producción nueva tanto convencional como noconvencional 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 décadadel 90, al menos, hasta que las provincias formen sus propios cuadros técnicos. En la presentedécada se prorrogó la concesión de Loma de la Lata a YPF hasta 2027 que no sólo noaumentó su extracción sino que por una mala acción en los pozos perdió producción yreservas que nunca más podrán ser recuperadas.Como complementar el planEl Gobierno debe hacer uso de una herramienta preexistente: la ley que obliga a las petrolerasa reponer las reservas correspondientes a sus concesiones es la mejor forma de mantener elnivel de las mismas. Para ello se debe generar incentivos adecuados. Es sabido que cuando sellega al final de una concesión durante los últimos años, todas las inversiones que excedan superiodo de repago más allá de la data final de la concesión, no se ejecutan porque elconcesionario no tiene manera de recuperar el capital invertido. Si se implementaran losperiodos de gestión a similitud de los concesionarios de Gas y Electricidad, el concesionariodel área tendría una clausula de salida y un incentivo a mantener invertida el área lo másposible y desarrollar aun mas las reservas recuperables. Cada 15 años, mediante licitaciónpública (donde se podrá consignar nuevos objetivos en función del desarrollo del área y conacuerdo del concesionario vigente) se pondría a la venta el área en cuestión asignándola almejor oferente, si el concesionario vigente desea continuar detentara un derecho de preferenciasiempre y cuando su oferta resulte mayor a la de .los otros oferentes. El importe resultante dela oferta se le consignará al concesionario saliente recuperando de esta manera el esfuerzoproducido en el área y recuperando el capital invertido en los últimos años. 51/6
  6. 6. Ing. Vicente Serra Marchese Intelligence Energy Solutions S.A.Evolución de la Producción y Reservas argentinasSegún EIA (Energy Information Administration) de EEUU y de British Petroleum laArgentina paso su cenit en el año 1998, desde ese año al actual, YPF agoto el 76% de lasreservas de gas y más de la mitad de las reservas petroleras pero no por una dificultad geológicasino sencillamente por el menor esfuerzo inversor en busca de reservas. Es así como en el2010 dedico a esta finalidad apenas el 23% de lo invertido en 1999. Idénticos criterios puedeobservarse en otros actores del mercado pero en menor medida. [5]En los últimos años las 15 provincias petroleras han otorgado 166 concesiones a inversoresprivados, que se comprometieron a invertir en tareas exploratorias algo más de u$s1700millones. El caso es que más de la mitad de estas concesiones (95) fueron otorgadas a empresassin demasiada experiencia técnica en el área petrolera. En esas áreas concesionadas no se haconcretado hasta el presente ningún descubrimiento, porque en la mayoría de ellas no se hanrealizado inversiones comprometidas todavía. Posiblemente se esté esperando mejorescondiciones de financiamiento o mayores precios para transferir estos contratos a inversorescon recursos y capacidad técnica para explorar y descubrir hidrocarburos. 61/6
  7. 7. Ing. Vicente Serra Marchese Intelligence Energy Solutions S.A.En los gráficos de reservas de Gas y de Petróleo se observa claramente el crecimiento norestringido de la producción de petróleo y gas, en el período de 1970 – 2000 concordante conel descubrimiento de las reservas. En el caso particular del petróleo se observa que conforme ala teoría de Hubbert efectivamente el año 1998 fue el cenit de producción de crudo y en el casodel Gas el 2004.Efectivamente circunscribiéndonos a las últimas dos décadas se distingue claramente en elperiodo 1990-1998 que la producción aumenta en un 75,3 por ciento siendo 1998 el nivel deproducción 49,831 millones de m3; el mayor de toda nuestra historia. A partir de ese añocomienza un periodo que ya lleva 12 años consecutivos de declinación, cada año se producemenos que en el año anterior llegando al año 2010 una producción de 35,365 millones de m3casi un 30% menos que en 1998. Las principales cuencas que vienen mermando su producciónse registran en las provincias de Santa Cruz, Neuquén y Mendoza. De las empresasproductoras de petróleo, YPF viene reduciendo año a año su producción petrolera y hareducido su participación en la producción de petróleo a un 35 por ciento del total, cuando enlos noventa representaba el 43 por ciento.(5)Para el caso de la producción de gas, la producción vino creciendo todos los años desde 1990hasta el año 2004, pasando en ese periodo de 23 miles de millones de m3. a 52,4 es decir unaumento del 127,8 por ciento. En el año 2004 alcanza el máximo nivel y a partir del mismo laproducción comienza a caer todos los años ubicándose en 45,7 miles de millones de m3. Sibien se registran aumentos en Chubut y la Pampa, estos aumentos no pueden compensar lascaídas en la producción de Neuquén, Mendoza y Santa Cruz. Nuevamente YPF del resto de lasempresas, 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 sufuncionamiento y maximizar la producción de Gas Oil o Naftas realizan distintos blending decrudos, así como en el 1998 se maximizaba Naftas, ahora se maximiza Gas Oil.En el cuadro siguiente se evidencia el proceso descripto. 71/6
  8. 8. Ing. Vicente Serra Marchese Intelligence Energy Solutions S.A. 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 30.813Paralelamente podemos observar el decaimiento de la producción total observando lasexportaciones por distintos tipos de calidad de crudo. 81/6
  9. 9. Ing. Vicente Serra Marchese Intelligence Energy Solutions S.A. 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 4.552Vemos en la medida que rápidamente el margen de saldo exportable para va desapareciendodrásticamente. Asimismo vemos que si declina aun más la producción de crudo liviano, sehará necesaria la importación del mismo para mantener los niveles de producción actuales delas refinerías de Naftas y Gas OILSi realizamos una proyección para los años subsiguientes, teniendo en cuenta el percentil dedeclinación de la producción que es del 2,2 % por año, y se pretende tener un blendingintermedio entre la situación de 1998 y el presente, podemos graficar lo siguiente: 91/6
  10. 10. Ing. Vicente Serra Marchese Intelligence Energy Solutions S.A.Lamentablemente observamos que en el año 2013, con la restricción del blending similar al delaño 2007, el total procesado se iguala con el total producido, siendo necesario recurrir a laimportación de crudo a partir de ese año.Es de destacar sin embargo que con el nivel de crecimiento del PBI y la demanda asociada deGas Oil y Naftas se deberán importar cantidades crecientes de estos productos, dado que noserá factible abastecer el mercado interno; tanto por falta de crudo para procesar como falta decapacidad de refinación para procesar mayores cantidades de crudo.El cuadro de exportación nos indica asimismo que para producir las mismas cantidades deNaftas que en el año 1998, en el año actual sería necesario importar más de 500.000 m3 depetróleo crudo liviano.Respecto de las reservas de petróleo que vienen cayendo desde el año 1999, el nivel que lasmismas cubren al día de hoy es de menos de 8 años por referencia a la producción alcanzadaen el año 1998 Lamentablemente no es posible conciliar cifras por insuficiencia en lainformación 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 lasreservas. Así en 1990 las reservas comprobadas cubrían 25 años de producción, se puedeestimar que el nivel de hoy representa un horizonte de 8 años de producción, sencillamenteporque las reservas disminuyen en volumen año tras año.Al no aparecer nuevas áreas productivas para mantener la producción hace que el promediode extracción por pozo, de las áreas en producción disminuye al agregar más pozos quesuccionan de la misma cuenca.La falta de inversión en exploración resulta evidente cuando vemos que durante los ochenta seperforaron en promedio 116 pozos exploratorios por año. La perforación promedio anualdurante los noventa alcanza a los 103 pozos exploratorios alcanzando su mayor valor en elaño 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 delpetróleo, pero simultáneamente el esfuerzo exploratorio se hace inverso con la señal de precioen la Argentina. Durante la década 2000 el promedio es de 49 pozos exploratorios, años enlos cuales el precio del petróleo había ya trepado a un promedio de 75 dólares. 101/6
  11. 11. Ing. Vicente Serra Marchese Intelligence Energy Solutions S.A.Habrá que buscar causas en la estructura de precios o regulaciones por las cuales no se haelevado el nivel de exploración a pesar de las señales de precios. Dado que aún con lasretenciones impuestas a las exportaciones de crudo y derivados, la renta petrolera essignificativamente alta. Razonando por al absurdo, si a 18 dólares el barril justificaba laexploración de 106 pozos por año, a 52 dólares el barril para el mercado interno justifica aunmás el aumento de las áreas exploratorias. Evidentemente la regulación vigente falla y tal vezresulte 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 ITESMEl 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 delCapital.[6] Mariano Marzo Recursos Convencionales y no Convencionales de Petróleo y Gas -Catedrático deEstratigrafía. Facultad de Geología, Universidad De Barcelona[7] Luciano Caratori -La Caída en las Reservas de Hidrocarburos en Argentina- Departamento Técnico -InstitutoArgentino de la Energía “General Mosconi”[8] Los números del petróleo y del gas. Suplemento estadístico - Instituto Argentino del Petróleo y del GasArtículo : Ing. Vicente Serra Marchese- Director Imtelligence Energy Solutions , Ex Director Nacional de Refinación y Comercializaciòn 111/6

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