El objeto de este documento es recordar la evolución de la producción (1) pasada y actualizar las previsiones de producción hasta 2100, con un desglose detallado entre países OPEP y no OPEP. Es una versión resumida de un documento más detallado escrito en febrero de 2013 y disponible (en inglés) en el archivo de documentos de ASPO Francia
La metodología de los modelos es la misma que en mis análisis anteriores, que comenzaron ya hace 20 años; utilizo una logística de curvas multiciclo (y sus variantes) para extrapolar el futuro. Las reservas finales son aquellas extrapoladas de la “curva desnatada” (2). En dicho tipo de curva, cada valor “y” representa el valor acumulado en retrospectiva(3) 2P (reservas probadas más reservas probables), asumiendo que es igual a la media de las reservas (que incorporan todas las previsiones anteriores y el crecimiento de las reservas), atribuidas al año del descubrimiento. El reporte de Scout como 2P (que se define como el P50, esto es, la probabilidad acumulada del 50% como mediana) se toma de hecho como el valor medio que se utilizaba para estimar el Valor Presente Neto, que es la base por la que se toma la decisión de desarrollar (un campo). Además, sólo la suma aritmética media de los valores de las reservas en campo se corresponde con el valor medio del valor de las reservas de un país determinado.
Como mostré en mi documento de ASPO en Bruselas de 2011, dicha “retrospectiva” es esencial para obtener estimaciones fiables de las reservas finales. Cada valor “y” es la cantidad media de reservas ya descubiertas y cada valor “x” es el número acumulado de campos ya descubiertos. Por tanto, la curva desnatada siempre es positiva y creciente desde el comienzo del primer descubrimiento. Cada ciclo de descubrimientos da lugar a un trazo hiperbólico y existen tantas hipérbolas como episodios de descubrimientos.
Hay pocos países (Reino Unido –Department of Energy and Climate Change, o DECC-, Noruega –NPD- y los EE. UU. para los yacimientos federales de plataformas marinas), que reportan la producción y las reservas por campo. Por ello, hay que basarse en costosos informes sobre exploración y las bases de datos de Scout, que no suelen estar disponibles al público en general. Pero incluso así, las bases de datos tienen que corregirse para estimar las reservas reales “2P”. Por ejemplo, los países de la OPEP aumentan artificialmente sus reservas para obtener cuotas mayores y así producir más, durante el periodo 1985-1989 y ahora obligan a los responsables de las bases de datos a reportar sus valores. Otro ejemplo es la sobreestimación en los países de la antigua URSS cuando utilizan las estimaciones ABC1. Los informes anuales de Gazprom muestran que la que sus reservas “2P” suponen el 70% o menos de las ABC1. Los casos de acumulaciones continuas descritas como no convencional por el United States Geological Survey (USGS), concretamente en la franja extra-pesada del Orinoco en Venezuela, para las cuales la base de datos de Scout reporta 4 descubrimientos que totalizan 215 Gigabarriles (Gb)(4) desde 1936 a 1939, o también podrían mencionarse las arenas asfálticas de Canadá.
Figura 1. Curva desnatada para el petróleo crudo mundial fuera de EE. UU. y Canadá, exceptuando el extra-pesado.
La curva desnatada para el mundo, excluyendo la parte continental de los EE.UU y Canadá (que se excluyen debido a que sus numerosos campos pequeños (o piscinas) no tienen un inventario disponible) muestran una subida hiperbólica de las reservas de petróleo retrospectivas 2P desde 1900 a 1997, seguida de un nuevo ciclo que comienza con los descubrimientos de aguas profundas y del pre-sal (que en realidad debería denominarse mejor sub-sal, porque están bajos capas de sal, n. del t.). A finales de 2011 hay 1.800 Gb de crudo 2P menos las reservas de crudo extra-pesado (XH, en adelante y por su denominación en inglés Extra-Heavy), una vez se realiza la corrección de unos 500 Gb que se restan de las bases de datos de Scout. La razón de esta corrección es que las bases de datos de Scout, que ahora tienen a las compañías de la OPEP como clientes, se sienten obligados a confiar en lo que ellos mismos declaran oficialmente. Esto determina una diferencia entre las fuentes probadas, que están mediatizadas y los datos técnicos de las 2P para el resto de las reservas mundiales, que es considerable y se están ampliando con el tiempo. Los que se basan en estas fuentes, están ignorando que desde 1980 se descubre menos petróleo que el que se produce (extrae).
Basado en la curva desnatada precedente (figura 1), las reservas finales para el mundo, aparte de la parte continental de EE.UU. y Canadá son unos 200 Gb para el crudo, menos el extra-pesado (XH) y unos 1.700 Gb de petróleo equivalente (en adelante GBpe) para el gas natural. Este trazado de reservas retrospectivas frente al número de campos acumulados no se puede hacer extensivo a la parte continental de EE. UU. y Canadá porque existen demasiados campos con datos no disponibles y diferentes definiciones de los mismos. Sin embargo, si se añaden los descubrimientos retrospectivos 2P para el petróleo convencional del EE. UU. continental (gracias a los datos disponibles del Departamento de Energía de los EE. UU., en adelante DOE por sus siglas en inglés, de Department of Energy) y para Canadá (gracias a los datos retrospectivos de la Asociación Canadiense de Productores de Petróleo o CCAPP por sus siglas en inglés) a los datos anteriores, los descubrimientos mundiales acumulados a lo largo del tiempo convergen en un petróleo final estimado en 2.200 Gb y en un gas final estimado en 2.000 Gbpe (= 12 Peta pies cúbicos, en adelante Pcf, por sus siglas en inglés). Dada la incertidumbre de los datos, resulta inútil intentar cambiar las estimaciones en menos de 10%: 12 ó 13 Tcf (1012 pies cúbicos) están en un rango similar. Esta modelización del gas ignora el siguiente ciclo, que es el nuevo gas de esquisto (shale gas, en inglés). En este documento se discute más adelante la importancia de este “nuevo” gas, incluso aunque la primera producción de gas en los EE. UU. en 1821 fue gas de esquisto.
Figura 2. Descubrimientos y producción (extracción) de petróleo y gas acumulado mundiales (crudo excluido en Extra-pesado)
En la figura 2 se pueden observar los tres ciclos bien conocidos en el mundo de la exploración:
•El primero son las exploraciones en superficie basadas en filtraciones y anticlinales en superficie.
• El segundo, después de la Segunda Guerra Mundial, se basa en exploraciones con curvas sísmicas que muestran anticlinales enterrados.
• El tercero desde 1990 es la exploración de aguas profundas y yacimientos en el pre-sal.
En relación con el gas natural, hay un salto en las reservas en 1971 que se corresponde con el descubrimiento del campo de la Cúpula Norte (North Dome), que se encuentra en sus dos terceras partes en Qatar y una tercera parte en Irán. Nótese que las bases de datos de Scout reportan el descubrimiento de la parte iraní del yacimiento, el South Pars, apenas en 1992, para complacer a Irán.
Basado en la curva de los descubrimientos, se pueden extrapolar las producciones acumuladas. Suponiendo que no suceden nuevos ciclos de descubrimientos, los valores extrapolados serían las reservas finales. Se necesita experiencia geológica para prever si un nuevo ciclo es posible. Para el petróleo, el único nuevo ciclo posible podría ser el petróleo de esquistos (ahora llamado petróleo ligero de roca compacta o light tight oil en inglés). Es solo significativo en los EE. UU.; todavía no en el resto del mundo. No existe un registro de producción histórico para estimar de forma fiable las reservas mundiales de petróleo de esquistos (shale oil en inglés), pero parece que la cantidad es muy inferior que la precisa del petróleo crudo sin las reservas de petróleo extra-pesadas (XH). Por tanto el auge del petróleo de esquistos puede ser un bombo publicitario y podría ser erróneo situarlo como un cuarto ciclo global. Sólo el tiempo lo podrá decir. Lo mismo puede suceder respecto del gas natural y del gas de esquistos (shale gas).
En particular, existe una mala información en los reportes o informes de la producción petrolífera de los países de la OPEP, porque su lucha por las cuotas (dentro de la organización) impide que declaren con claridad los datos de reservas y producción. Lamentablemente, los informes mensuales petrolíferos de la OPEP se basan en fuentes secundarias, muy diferentes, con frecuencia, de los datos que comunican directamente los miembros de la OPEP. En el informe mensual de mayo de 2013, la producción total de crudo de 2012 fue de 31,132 millones de barriles diarios (Mb/d) basados en fuentes secundarias y 32,418 Mb/d) en sus comunicaciones directas. Para Venezuela, la producción de crudo fue de 2,36 Mb/d de fuentes secundarias, frente a los 2,804 Mb/d del valor oficial venezolano; ¡un 19% más que lo que la OPEP registra aparentemente!
La Energy Information Administration (EIA) del Departamento de Energía de los EE. UU. (DoE, por sus siglas en inglés) que añadió cuatro nuevos países a su oferta petrolífera (Chile, Israel, Estonia y Eslovenia) en noviembre de 2012, reporta que la oferta total de petróleo como la suma del crudo, condensado y NPGL (líquidos combustibles del gas natural, por sus siglas en inglés). Las curvas muestran un comienzo de aplanamiento a partir de 2005, seguido por una meseta ondulante. Los aumentos posteriores a 2010 están motivados principalmente por el aumento de los líquidos provenientes del gas natural (NGL, por sus siglas en inglés) provenientes del gas de esquistos y el aumento del petróleo de esquistos estadounidense.
Figura 3. Producción de petróleo crudo mundial (crudo + NGL + Líquidos combustibles) 1980-2012 según EIA
Resulta preocupante observar las considerables discrepancias entre los valores de la llamada “oferta de petróleo” de diferentes fuentes, así como su evolución en el tiempo.
Figura 4 Diferencia anual y mensual de la oferta mundial de petróleo entre la EIA, la Agencia Internacional de la Energía (AIE) y la OPEP
Las discrepancias entre estas tres fuentes son grandes y oscilan entre -1,5 y 2 Mb/d desde 2005. La diferencia entre la EIA y la AIE era pequeña (más o menos de 0,5 Mb/d) en el periodo de 1991 a 2001, pero desde entonces son significativamente mayores, principalmente por la diferencia de definición de Líquidos del Gas Natural (NGL) por parte de la AIE, que clasifica el condensado tanto como petróleo crudo como NGL, dependiendo de la forma en que se vende. Se puede verificar que los grandes cambios ocurren al comienzo del año en que se dan los cambios en la definición.
La AIE y la OPEP fundaron JODI (Joint Organizations Data Initiative), que reporta las producciones de petróleo de muchos países, pero de forma incompleta y poco fiable (ver Oil Watch: Reconciliation of JODI and EIA C+C Production Data) a la hora de reconciliar los datos de producción de JODI y la EIA de crudo y condensados (C/C). De forma más general, el mayor problema es la ausencia de un consenso mundial sobre las definiciones del petróleo; las comparaciones de la producción mundial de 2009 de diferentes fuentes muestran estas dramáticas diferencias entre ellos.
La Producción de “petróleo” mundial en millones de barriles diarios (Mb/d)
• Respecto a la EIA, en su última versión ha corregido todos los datos de los valores de líquidos (combustibles) en 1 Mb/d, mostrando que con un decimal en un millón de barriles diarios es suficiente y ¡que no se necesitan 8 decimales!
• En relación a British Petroleum (BP) la producción mundial se entrega en una hoja Excel ¡con 15 decimales significativos! El último dígito supone menos de una millonésima de barril. Este número sin sentido proviene de la conversión de metros cúbicos y toneladas en barriles con un convertidor de alta precisión. Los autores deberían saber que la precisión de una suma es la del factor más impreciso, en este caso y para el mundo la producción más incierta.
• Con respecto a la OPEP, sólo utiliza tres dígitos significativos, pero lamentablemente tuvieron que cambiar el último de su oferta mundial de petróleo de 2009, mostrando así que con dos decimales ya se puede ser fiable.
• World Oil Magazine dejó de informar las reservas mundiales en 2009
• En relación con los condensados se miden en la boca del pozo junto con el petróleo crudo en los EE. UU. Esto es porque los EE. UU. reportan crudo + condensado y líquidos de las plantas de gas natural por separado, mientras la OPEP, en la uqe las cuotas se aplican al petróleo crudo pero no a los condensados, éstos últimos se reportan de mala manera.
Es difícil obtener datos de producción fiables en la actualidad, pero es peor para el pasado y en particular para los comienzos de la producción mundial. De los datos publicados regularmente, Francia fue el mayor productor de petróleo entre 1811 y 1859. Después, según el American Petroleum Institute (API) entre 1857 y 1958, entre 1859 y 1973, los EE. UU. fueron el mayor productor mundial de petróleo. Fueron sobrepasados después por la antigua URSS y más tarde por Arabia Saudita. Bakú produjo antes de esto, pero no existen publicaciones regulares.
Figura 5. Principales productores de petróleo 1812-1958 en escala logarítmica
La comparación entre la EIA y la OPEP muestran que los gráficos de la producción (mundial) de petróleo parece una meseta ondulante desde 2005 (lo llamo meseta porque las variaciones dentro de la meseta son menores que las de la diferencias entre las diferentes fuentes). La OPEP reporta la producción de petróleo crudo desde el principio, pero el número de miembros ha variado (Indonesia y Gabón están ya fuera de la OPEP, pero Angola y Ecuador están ahora dentro). Por tanto y por una cuestión de coherencia, resulta mejor dibujar los datos de los 12 miembros actuales de la OPEP, que son: Argelia, Angola, Ecuador, Irán, Irak, Kuwait, Libia, Nigeria, Qatar, Arabia Saudita, EAU y Venezuela.
Figura 6. Nótense las grandes discrepancias de hasta 4 Mb/d entre los datos de producción de petróleo crudo de la EIA y la OPEP
Reservas mundiales de petróleo restantes
A continuación, unos pocos ejemplos de cómo se manipulan los datos oficiales de las reservas:
• Las reservas de la OPEP se inflaron después del shock petrolero de 1986, porque sus miembros estaban batallando para aumentar sus producciones que había caído de los 30 Mb/d de 1980 a 15 Mb/d en 1985. Como las cuotas se basaban principalmente en las reservas. Se añadieron 300 Gb de reservas “políticas” en el periodo 1986-1989 sin ningún nuevo descubrimiento o la evidencia de petróleo extra-pesado. Esto lo confirmó el ex vicepresidente de Aramco, Sadad al-Husseini en 2007 en Londres en la Conferencia “Oil and Money”.
• En 2001 se cambió la definición de petróleo al añadir el extra-pesado a las reservas, primero con Canadá (las arenas asfálticas de Athabasca) y después por Venezuela (Orinoco). En realidad el petróleo XH ya llevaba identificado mucho tiempo y calculado en 215 Gb de descubrimientos en 1936-1939 en la franja del Orinoco y las arenas de Athabasca eran conocidas desde el siglo XVIII y estuvieron produciendo desde 1967, pero se reportaban de forma separada como bitumen.
• El gráfico del O&G Journal de las reservas No-OPEP estaba plano desde 1970, pero dio un salto en 2002, gracias al añadido de 200 Gb de las reservas de Athabasca (en producción desde 1967). Es extraño que las reservas “probadas” no-OPEP aparte de Athabasca sean las mismas desde 1970. ¿Significa eso que la producción anual ha ido siendo reemplazada por nuevos descubrimientos? Lo que muestra, de hecho, es que esas reservas son puramente políticas.
• En España, el O&G Journal ha ido manteniendo las reservas probadas en 150 Mb entre 2006 y 2012, ¡con una producción acumulada de 75 Mb durante ese periodo! De la misma manera, las reservas de Bielorrusia se mantuvieron en 198 Mb en el periodo 1996-2012 ¡con una producción acumulada de 211 Mb! La explicación es que el O&G Journal no recibe ninguna respuesta a sus peticiones de datos; simplemente suponen que la producción es reemplazada exactamente por nuevos descubrimientos, ¡un supuesto heroico cuando cubre 15 años!
Los datos de las reservas probadas son o bien políticos (la OPEP no tiene auditorías) o financieros (todos los grandes que aparecen en la Bolsa estadounidense tienen que seguir las normas de la Security Exchanges Commission o SEC), mediante auditoría. Los datos técnicos confidenciales 2P (valores medios) sólo están disponibles en las grandes y costosas bases de datos de Scout.
Figura 7. Reservas mundiales restantes según fuentes políticas, financieras y técnicas
Existe una gran diferencia entre las fuentes sobre reservas probadas de origen político y financiero, en la figura en color rojo, que aumentan desde 1947 y las reservas técnicas de carácter confidencial 2P en verde, que están disminuyendo desde 1980. Este gráfico explica por qué la mayoría de los economistas no creen en el cenit del petróleo.
Los economistas sólo se basan en las reservas probadas que ofrecen el O&G Journal, la EIA, BP y la OPEP, que son erróneas, ya que no suelen tener acceso a los datos técnicos confidenciales. ¡No es que los economistas que ignoran el cenit del petróleo estén equivocados, es que poseen los datos equivocados!
El documento “The End of Cheap Oil”, publicado en marzo de 1998 por Campbell y Laherrere en Investigación y Ciencia es el del gráfico de más abajo. En esa época, esperábamos que la curva verde fuese en declive y que la curva roja siguiese subiendo, ¡pero no esperábamos que ésta última se moviese hasta tan alto (+600 Gb) después de un largo recorrido por meseta!
Reservas mundiales restantes de fuentes políticas y financieras y técnicas en Investigación y Ciencia de marzo de 1998. “The End of Cheap Oil” Campbell y Laherrere.
Estimación de reservas finales de petróleo y gas
La curva desnatada de los descubrimientos (acumulado retrospectivo 2P –media-) frente al número acumulado de campos) es la mejor forma de obtener las reservas finales de cualquier país productor. El modelado se obtiene en general de varios ciclos con la única incógnita de un nuevo ciclo potencial que sólo los geólogos brillantes podrían decir, porque por ejemplo, ¡no hay aguas profundas en el golfo Pérsico!
La curva desnatada de los descubrimientos (acumulado retrospectivo 2P –media-) frente al número acumulado de campos) es la mejor forma de obtener las reservas finales de cualquier país productor. El modelado se obtiene en general de varios ciclos con la única incógnita de un nuevo ciclo potencial que sólo los geólogos brillantes podrían decir, porque por ejemplo, ¡no hay aguas profundas en el golfo Pérsico!
Figura 8. Curvas desnatadas de petróleo y gas de la OPEP, menos el extra-pesado
Se han restado 300 Gb de las curvas desnatadas de la OPEP y no se ha incluido el crudo extra-pesado de forma proporcional. Por tanto, las reservas finales de la OPEP se estiman en aproximadamente 1.000 Gb, pero sus grandes aumentos de consumo están deteriorando el volumen de petróleo disponible para las exportaciones. Para el gas natural de la OPEP no se han hecho correcciones, ya que el gas natural no está sujeto a cuotas y no se dan los intentos de “disfrazar” resultados como con el petróleo. Las reservas finales de gas de la OPEP son de aproximadamente 1.200 Gbpe o lo que es lo mismo unos 7.200 Tcf.
Lamentablemente, dado que hay demasiados campos en los EE. UU. no es posible obtener una curva desnatada mundial. Se pueden trazar los descubrimientos acumulados en el tiempo (media retrospectiva), que sugieren que el recurso final mundial de crudo, excluyendo en extra-pesado se puede estimar en 2.200 Gb.
Figura 9. Descubrimientos y producción acumulada de crudo mundial sin extra-pesado modelada con unas reservas finales de 2.200 Gb
Dado que resulta difícil obtener los descubrimientos mundiales retrospectivos promedio, algunos analistas pueden confiar solamente en los datos de producción para estimar las reservas finales, utilizando el denominado método de linearización de Hubbert, que lamentablemente no es muy fiable cuando se dan cambios bruscos. Por ejemplo, el trazado del crudo mundial menos el extra-pesado entre 1973 y 1985 tiende hacia los 800 Gb, pero la producción de 1985 a 2011 tiende hacia los 2.200 Gb, un valor consistente con las estimaciones de la figura 9 para los descubrimientos de petróleo.
Figura 10. Linearización de Hubbert del crudo mundial menos el XH, tendiendo a 2.200 Gb
Actualización 2017 Linearización de Hubbert
Actualización 2017 Linearización de Hubbert
Petróleo crudo y Líquidos del Gas Natural (NGL)
La producción anual mundial de petróleo crudo sin el extra-pesado y los líquidos combustibles de las plantas de gas natural (NGPL) se trazan para el mundo con la OPEP y los no-OPEP
Figura 11. Producción anual mundial, NOPEP y OPEP de crudo menos extra-pesado, extra-pesado y NGPL
El crudo de la OPEP excluido el extra-pesado, sobrepasará al No-OPEP hacia el 2030. La producción de extra-pesado pasará a los NGPL después de 2040 y al petróleo crudo después de 2070.
Para el petróleo no convencional, a pesar del rápido aumento en los EE. UU. (principalmente de petróleo ligero de roca compacta (light tight oil), que es el nuevo nombre del petróleo de esquistos (shale oil), el resto del mundo puede encontrarse con muchas restricciones de lo que se denomina “en superficie” (es decir, no sólo geológicas). Por tanto, las reservas finales de petróleo no convencional pueden ser inferiores y puede que su producción no cambie mucho a largo plazo. Pero podríamos estar equivocados.
Todos los líquidos (combustibles)
Para obtener la curva de todos los líquidos combustibles, que se traza sólo para el mundo, es necesario añadir las ganancias en refinerías (5) los biocombustibles (en inglés denominados a vecesBiofuels To Liquids o BTL), cuya producción máxima se redujo de 6 Mb/d a 5 Mb/d debido a la competencia entre biocombustibles y alimentos y otros líquidos varios, como los denominados Líquidos combustibles del carbón o en inglés Coal To Liquids (CTL) o líquidos del gas natural o en inglés Gas To Liquids (GTL) que se consideran despreciables.
Figura 12. Producción pasada y previsiones de la producción mundial de todos los líquidos 1900-2200
Nuestra previsión sobre la oferta o producción de “todos los líquidos combustibles” es igual la demanda de “todos los líquidos” (por ejemplo, hay parte de biocombustible en la gasolina cuando se llena el depósito de un coche) y se compara con las de la AIE (World Energy Outlook o WEO del 2012), la EIA (IEO 20119 y BP (BP 2012) que son escenarios business as usual, creciendo siempre hasta 2035.
Se da el desglose de la producción de todos los líquidos para los países OPEP y no-OPEP
Figura 13. Producción pasada y previsiones de todos los líquidos combustibles OPEP y no-OPEP entre 1900 y 2060
La producción de todos los líquidos combustibles de la OPEP pasará a los de los países no-OPEP hacia 2030 en nuestra interpretación, mientras que el WEO 2012 NP prevé este cruce hacia 2050. Los últimos informes de previsiones de la AIE informan de un 8% de aumento en la producción petrolífera de los no-OPEP entre 2012 y 2018 (+30% para los EE. UU.) y un 7% para la OPEP, lo que en nuestra opinión resulta dudoso.
A medida que la producción de petróleo va conteniendo más líquidos del gas natural (NGL), la cifras en peso (millones de toneladas) se van hundiendo frente a las dadas en volumen (millones de barriles diarios o Mb/d). Los no-OPEP menos la antigua URSS (en naranja) están en una meseta desde 1995.
Figura 14. Producción en volumen y peso de los países OPEP y no-OPEP de fuente de BP
La producción mundial y de la OPEP de crudo exceptuando el extra-pesado, el consumo de petróleo y las exportaciones se dibujan y extrapolan en la siguiente figura hasta 2050. El consumo de la OPEP (trazo azul fino) se extrapola utilizando las previsiones de población de Naciones Unidas y se cruzarán con la producción de petróleo de la OPEP (trazo verde fino) hacia 2045.
Las exportaciones OPEP (trazo rojo fino) se encuentran en una meseta (al igual que la producción de petróleo OPEP) y declinarán hasta cero antes de 2050, a menos que su gran y creciente consumo, debido a sus gasolinas fuertemente subsidiadas (la gasolina en Irán en cien veces más barata que en su vecina Turquía) se reduzca como ha sucedido en los países industrializados. Cuando cesen las exportaciones de la OPEP antes de 2050, la OPEP dejará de actuar como un cartel de productores.
Figura 15. Producción, consumo y exportaciones del mundo y la OPEP 1940-2050
Los EE. UU.: la excepción debido a la propiedad del petróleo y el gas (propiedad del terreno)
Los EE. UU. son una excepción mundial, ya que el petróleo del subsuelo pertenece al propietario del terreno superficial, pero en el resto del mundo, pertenece al gobierno. Es por ello por lo que existen más de 20.000 compañías petrolíferas y miles de compañías de servicios petrolíferos en los EE. UU. mientras en Arabia Saudita existe solo una.
La producción de EE. UU. excluido Alaska (lo que se denomina los 48 Estados inferiores o estados contiguos continentales, en inglés USL48 o US Lower 48) muestran una curva simétrica con un cenit en 1970, como King Hubbert predijo en 1956.
Figura 16. Producción en EE. UU de petróleo crudo y Líquidos del Gas Natural 1900-2011
Resulta fascinante observar que la simetría sólo se rompe a mediados de los años 50 del siglo pasado, debido a la creciente cantidad de importaciones de petróleo de la OPEP (frenada en 1959 por el Programa Obligatorio de Importaciones de Petróleo o Mandatory Oil Import Program, que llevó a la creación de la OPEP) y en 1980 debido a los altos precios del petróleo. La regularidad de la curva se explica por los muchos productores que actuaban por su cuenta, excepto cuando todos ellos son empujados por factores externos comunes como precios inusuales o decisiones políticas. La producción de Alaska comenzó en 1960, pero sólo llegó a adquirir importancia en 1977 y compensó el declive de los USL48 hasta 1987. Se puede observar en detalle que desde 1990 la producción de líquidos combustibles de plantas de gas natural (NGPL) es mayor que las producciones de Alaska o Texas. También se puede observar que desde 2009, el petróleo de aguas profundas y el petróleo de esquistos han cambiado la tendencia, haciendo que algunos sueñen con que este aumento seguirá y eliminará las importaciones de EE. UU.
El número de perforaciones de pozos llegó a su cenit en 1980 durante el segundo shock petrolífero coincidiendo con el fin de los controles de precios que dispararon un ansia perforadora frenética. Se llegaron a perforar incluso los campos con peores perspectivas, lo que dio como resultado muchos pozos fallidos (dry holes, en inglés) y un acusado declive en el contrashock petrolífero de 1986 hasta finales de los 90 del siglo pasado. El aumento desde el año 2000 es debido principalmente al número de pozos de gas, que tuvo un cenit en 2008, por los altos precios del gas natural, seguido por un colapso en los precios del gas natural y en el números de pozos de gas perforados con demasiados pozos pero insuficientes gasoductos.
Figura 17. Número de pozos de perforación anuales en los EE. UU. 1947-2012
En 2012 en EE. UU. se hicieron 1.919 pozos de perforación de petróleo; 365 en Canadá, 423 en Latinoamérica, 119 en Europa, 96 en África, 356 en Oriente Medio y 241 en Asia Pacífico. En los EE. UU., el número de pozos de perforación de gas cayó de 1.491 a 570 en 2012, pero el número de pozos de perforación de petróleo aumentó de 128 en 1999 (cuando el precio del petróleo cayó hasta los 10 US$/barril) a 1919 en 2012, debido principalmente al auge del petróleo de esquistos. La actividad perforadora de EE.UU. es cíclica, llegando a un cenit en 1955, en 1980 y probablemente ahora. La práctica de “perfora, muchacho, perfora” (drill, baby, drill) se debe al auge del petróleo de esquistos, causado a su vez por los altos precios del petróleo y la facilidad de los flujos monetarios que ofrecen las políticas monetarias facilitadoras (Quantitative Easing o QE). Los exploradores estadounidenses se quejan hoy sobre la falta de perspectivas de (petróleo) convencional y sobre todo, porque en el gas no convencional los llamados puntos dulces (6) en los esquistos comienzan a disminuir.
La producción de gas natural en los EE. UU. que llegó a su cenit en 1970 como el petróleo, muestra un aumento muy agudo desde 2005, debido al auge del gas de esquistos. En 2011 la producción de gas no convencional (metano de lecho de carbón o Coal Bed Methane en inglés -CBM-, gas de roca compacta -tight gas- o gas de esquistos –shale gas-), en color naranja en el gráfico siguiente, fue superior a la del gas convencional (en rojo). La cantidad de reservas finales de gas natural convencional parecen ser de 1.250 Tcf y para el convencional de 750 Tcf haciendo un total de 2.000 Tcf (2Pcf). Los informes del DoE estadounidense de reservas finales del gas de esquistos cifran en 482 Tcf y sólo 273 Tcf para reservas probadashttp://www.eia.gov/analysis/studies/worldshalegas/pdf/fullreport.pdf
Estos 2.000 Tcf (2 Pcf) llevan a un cenit en 2020 en un nivel de 22 Tcf. El declive posterior a 2020 de todo el gas natural estadounidense (en verde) será bastante acusado. El objetivo de exportar gas natural licuado parece basarse en visiones muy optimistas, como las que se muestran en AEO 2013, en los que la producción estadounidense se sitúa en 33 Tcf en 2040, ¡frente a los 10 Tcf en mis previsiones!
Figura 18. Producción de gas natural en EE. UU. 1900-2060
Algunos aducen que los EE. UU. pueden exportar su gas de esquistos como gas natural licuado (GNL o LNG en inglés) y están invirtiendo, incluso aunque el gas convencional (en rojo) está declinando rápidamente y que tendrá una producción muy pequeña en los próximos años. La incertidumbre sobre la producción futura de gas convencional es baja, pero es alta en la producción de gas no convencional.
La producción bruta de gas natural en EE. UU. está plana en la actualidad desde octubre de 2011, después de un acusado aumento desde 2003, periodo en que solo la producción de gas de esquistos ha ido aumentando.
La producción de gas de esquistos parece llegar a un cenit en 2012 en el gráfico de Hughes de mayo de 2013: ¿Es un cenit por los bajos precios o por la falta de puntos dulces? ¡Quizá sea por ambas cosas!
La producción bruta de gas natural en EE. UU. está plana en la actualidad desde octubre de 2011, después de un acusado aumento desde 2003, periodo en que solo la producción de gas de esquistos ha ido aumentando.
La producción de gas de esquistos parece llegar a un cenit en 2012 en el gráfico de Hughes de mayo de 2013: ¿Es un cenit por los bajos precios o por la falta de puntos dulces? ¡Quizá sea por ambas cosas!
Figura 19. Producción de gas de esquistos en EE. UU. 2000-2012 Hughes 2013
Existe una curiosa conexión entre el número de pozos de perforación mensuales en los EE. UU. y el precio del gas natural en boca de pozo, de 1987 a 2013 (periodo de datos disponibles mes a mes)
Figura 20. Precio del gas natural y número de pozos de perforación (EIA) en EE. UU.
El precio del petróleo respecto del precio del gas natural en EE. UU. ha variado ampliamente desde 1950 hasta la fecha comenzando en un ratio de 7, lo que significa que el petróleo era 7 veces más caro que el gas natural por millón de Btus en la boca del pozo hasta llegar a 1 (que sería lo normal) de 2000 a 2005 y de nuevo sube con un cenit de más de 9 veces en mayo de 2012 y a unas 4 ó 5 veces más en diciembre de 2012. Este ratio varía de forma paralela al quemado de gas en la boca del pozo (7) de Estados Unidos y desde 1995 al gas quemado en Dakota del Norte. La falta de gasoductos crea una saturación que lleva a bajos precios y a quemar gas en la boca de pozos. Esta situación es insostenible para el gas natural y ha hecho bajar los precios del carbón y aumentado las expectativas de exportaciones de gas natural licuado.
Figura 21. Ratio del precio del petróleo frente algas estadounidense y porcentaje de gas quemado en boca de pozo frente a gas comercializado.
La tremenda caída de los precios del gas natural en los EE.UU. desde 2009 es un recordatorio del colapso de los precios del petróleo en 1932 (de 1 US$/barril a 0,1 US$/barril) después del descubrimiento del campo de petróleo East Texas porque la competencia entre los propietarios de los terrenos condujo a que se perforasen muchos pozos. El gobernador de Texas se vio obligado a imponer la ley marcial y a enviar rangers a cerrar los pozos para obtener un precio del petróleo más razonable.
En la misma línea, el auge del gas de esquistos fue promovido por empresas que como Chesapeake han intentado producir tan rápido como ha sido posible para pagar sus deudas y principalmente para empujar el valor de sus acciones en bolsa. Esto condujo al colapso de los precios del gas natural en boca de pozo de 10 US$/Kcf en 2008 a 2 US$/Kcf en 2012, y con los pozos de perforación de gas siguiendo la misma tendencia de los precios.
En un documento de Le Monde Diplomatique de marzo de 2013 se describe el gas de esquistos como un gran fraude, citando a 11 periódicos estadounidenses.
En la misma línea, el auge del gas de esquistos fue promovido por empresas que como Chesapeake han intentado producir tan rápido como ha sido posible para pagar sus deudas y principalmente para empujar el valor de sus acciones en bolsa. Esto condujo al colapso de los precios del gas natural en boca de pozo de 10 US$/Kcf en 2008 a 2 US$/Kcf en 2012, y con los pozos de perforación de gas siguiendo la misma tendencia de los precios.
En un documento de Le Monde Diplomatique de marzo de 2013 se describe el gas de esquistos como un gran fraude, citando a 11 periódicos estadounidenses.
Las previsiones de producción de gas natural del mundo de los países no-OPEP y los OPEP
Las producciones de gas natural anuales se modelan sobre el principio de las reservas finales (ultímate reserves) e incluyen el gas no convencional: 13 Pcf para el mundo, divididas en 7 Pcf para los países no-OPEP y 6 Pcf para la OPEP. Las reservas del mayor campo de gas del mundo, el North Dome de Irán y Catar se estiman en la actualidad en 1,5 Pcf, ¡pero este valor podría quedar reducido a 1 Pcf!
La incertidumbre de este último yacimiento es grande, por el límite vago que existe entre reservas y recursos. Además, el biogás puede producirse con mayor volumen y reemplazar al gas natural fósil.
La incertidumbre de este último yacimiento es grande, por el límite vago que existe entre reservas y recursos. Además, el biogás puede producirse con mayor volumen y reemplazar al gas natural fósil.
Figura 22. Producción anual de gas natural para el mundo, la OPEP y países no-OPEP
Si los países no-OPEP tienen 7 Pcf de reservas finales, llegarán al cenit hacia el 2020 en un nivel de más de 100 Tcf/año, aunque un programa intensivo de perforaciones podría retrasar la llegada al cenit, pero, a menos que nuevas reservas lleguen a estar disponibles, sería a costa de un declive más rápido. Para las reservas finales de la OPEP de 6 Pcf la producción legaría al cenit hacia el 2050 en un nivel de unos 100 Tcf/año. La figura 18 muestra el reciente surgimiento de la producción de gas en los EE. UU. debido al gas de esquistos, lo que explica por qué hay tantos apostando por las exportaciones de gas licuado desde los EE. UU. Pero la producción de gas de esquistos estadounidense tiene muchas limitaciones ambientales y económicas y puede declinar pasado el 2020.
Fuera de los EE. UU. el potencial del gas de esquistos es muy incierto, por las actitudes NIMBY (del inglés Not In My BackYard, -no en mi patio trasero-,que significa que se admiten socialmente determinadas actuaciones sobre la naturaleza, siempre que no afecten a nuestro entorno inmediato, n. del t.), que son mucho más fuertes cuando el gas pertenece al Estado y no al propietario del suelo bajo el que se encuentra. A menos que se cambien las legislaciones mineras, el potencial del gas de esquistos no dejará de ser pequeño, siendo China la mayor incógnita. Otro problema es la inyección de grandes volúmenes de agua a alta presión, que disparan terremotos; ya ha ocurrido en algunos lugares y es algo similar al proyecto geotérmico en Suiza y también en los EE. UU. en los setenta con las aguas radioactivas.
Baste con saber que hasta hoy no hay un ejemplo de producción rentable de gas de esquistos fuera de los EE. UU. Y de ahí mi pregunta: ¿caerá la burbuja del gas de esquistos como lo han hecho los biocombustibles hace pocos años? El problema de los combustibles no convencionales NO es el tamaño de los recursos en el subsuelo, ni siquiera lo que se espera que lleguen a ser las reservas finales, SINO el tamaño del grifo posible que las proporciona, que depende de la economía y de la tasa de retorno energético.
Todos los rumiantes emiten 115 millones de toneladas anuales (Mt/año) de metano (una sola vaca emite un metro cúbico diario de metano), los campos de arroz del mundo emiten unos 100 Mt/año de metano, que se convierten en 340 Mt/año cuando se combinan con la cabaña ganadera y los humedales, contra 300 Mt de las actividades humanas. El biogás se encuentra por doquier, pero ¿Quién lo extrae de las vacas o de los arrozales? Nadie porque no resulta económico. ¡Como con este ejemplo y otros similares, se suelen confundir las reservas con los recursos!
Igualmente se dice que hay un enorme volumen de metano en forma de hidratos oceánicos que pueden producirse de forma económica. Los japoneses encontraron hidratos de metano en la plataforma marina de Nankai en 1999 pero los intentos de producirlo, hasta el pasado marzo suenan como un pedo de vaca esa en la que se ve a una con el ventoseo ardiendo. En 1970 se estimó que el metano disuelto en acuíferos con presión geológica en la costa del golfo de México en EE. UU. podría ser superior a los 50 Pcf (¡más que los hidratos de metano!), pero las pruebas para su producción no resultaron económicas y tuvieron enormes problemas de contaminación por la salmuera. ¡Ya nadie habla de producir este tipo de metano!
Fuera de los EE. UU. el potencial del gas de esquistos es muy incierto, por las actitudes NIMBY (del inglés Not In My BackYard, -no en mi patio trasero-,que significa que se admiten socialmente determinadas actuaciones sobre la naturaleza, siempre que no afecten a nuestro entorno inmediato, n. del t.), que son mucho más fuertes cuando el gas pertenece al Estado y no al propietario del suelo bajo el que se encuentra. A menos que se cambien las legislaciones mineras, el potencial del gas de esquistos no dejará de ser pequeño, siendo China la mayor incógnita. Otro problema es la inyección de grandes volúmenes de agua a alta presión, que disparan terremotos; ya ha ocurrido en algunos lugares y es algo similar al proyecto geotérmico en Suiza y también en los EE. UU. en los setenta con las aguas radioactivas.
Baste con saber que hasta hoy no hay un ejemplo de producción rentable de gas de esquistos fuera de los EE. UU. Y de ahí mi pregunta: ¿caerá la burbuja del gas de esquistos como lo han hecho los biocombustibles hace pocos años? El problema de los combustibles no convencionales NO es el tamaño de los recursos en el subsuelo, ni siquiera lo que se espera que lleguen a ser las reservas finales, SINO el tamaño del grifo posible que las proporciona, que depende de la economía y de la tasa de retorno energético.
Todos los rumiantes emiten 115 millones de toneladas anuales (Mt/año) de metano (una sola vaca emite un metro cúbico diario de metano), los campos de arroz del mundo emiten unos 100 Mt/año de metano, que se convierten en 340 Mt/año cuando se combinan con la cabaña ganadera y los humedales, contra 300 Mt de las actividades humanas. El biogás se encuentra por doquier, pero ¿Quién lo extrae de las vacas o de los arrozales? Nadie porque no resulta económico. ¡Como con este ejemplo y otros similares, se suelen confundir las reservas con los recursos!
Igualmente se dice que hay un enorme volumen de metano en forma de hidratos oceánicos que pueden producirse de forma económica. Los japoneses encontraron hidratos de metano en la plataforma marina de Nankai en 1999 pero los intentos de producirlo, hasta el pasado marzo suenan como un pedo de vaca esa en la que se ve a una con el ventoseo ardiendo. En 1970 se estimó que el metano disuelto en acuíferos con presión geológica en la costa del golfo de México en EE. UU. podría ser superior a los 50 Pcf (¡más que los hidratos de metano!), pero las pruebas para su producción no resultaron económicas y tuvieron enormes problemas de contaminación por la salmuera. ¡Ya nadie habla de producir este tipo de metano!
Líquidos combustibles de plantas de gas natural (NGPL)
Supusieron 9 Mb/d en 2012, pero con un 36% menos de contenido calorífico que el petróleo. En 2012 el contenido calorífico fue de 5,8 MBtu/barril para el petróleo y de 3,7 MBtu/barril (frente a los 3,9 MBtu/barril de 1980) para el NPGL de los EE. UU.
Figura 23. Producción pasada y previsiones futuras de los líquidos combustibles de plantas de gas natural para el mundo, los no-OPEP y la OPEP considerando 300 Gb de reservas finales.
La producción de NGPL (trazo azul) pueden llegar al cenit en 2030, en un nivel por encima de los 11 Mb/d mientras que los no-OPEP llegarían a su cenit antes de 2020 (trazo rojo) en un nivel de 5,5 Mb/d y los países OPEP (trazo verde) tendría su cenit en 2040 en un nivel de 7,5 Mb/d.
Previsiones de producción de petróleo de diferentes autores de ASPO
Colin Campbell fue publicando durante mucho tiempo (en un atlas) sus previsiones de la producción de petróleo y gas hasta 2030 y recientemente hasta 2050. Su previsión para el petróleo crudo + líquidos del gas natural (NGL) es comparable a la mía y a la de Pierre-René Bauquis (Geologues nº 176, página 78) sobre los datos de todos los líquidos combustibles. La incertidumbre y variación de los datos de 2010 entre diferentes fuentes son de 3 Mb/d (figura 4), algo similar a las discrepancias entre estos tres autores, a pesar de contarnos los tres entre los miembros fundadores de ASPO. Para el 2020 las previsiones de futuro aumentan a 10 Mb/d y para 2040 ¡alcanzamos una gran diferencia en la producción de petróleo, que oscila entre los 50 y 100 Mb/d!
Figura 24. Producción mundial de petróleo y previsiones de diferentes autores de ASPO
En Geologues, nº 176 página 65, Alain Perrodon y Pierre René Bauquis (PRB) estimaron las reservas finales de petróleo en 4.300-4.600 Gb, con el siguiente desglose: producidos=1.200 Gb; probados desarrollados y por desarrollar = 1.600 Gb (reportados en la página 67 como 1.400 Gb incluyendo petróleo extra-pesado, ofreciendo una discrepancia de 800 Gb); Recuperación Mejorada de Petróleo (8) (EOR); todavía por descubrir = 300 Gb; extra-pesado = 600 Gb; petróleo de roca madre 200-500 Gb; pero ¿dónde aparecen los líquidos de plantas de gas natural? ¿Están en el petróleo, cuando dependen de la forma en que el gas natural se trata en las plantas industriales que los procesan?
De hecho, ellos hablan de reservas de petróleo restantes (sin indicar para qué fecha), cuando los geólogos hablan de reservas iniciales.
Esta alta estimación de reservas finales de 4.600 Gb explica la discrepancia con mi previsión, basada en una reserva final de 3.000 Gb para el crudo + NGL (figura 12, con NPGL = 300 Gb)
Se puede lamentar que el inventario detallado hecho en la revista nº 176 de Geologues no mencione la polarización que existe en las reservas motivada por aspectos políticos y financieros, cuando se compara con las reservas técnicas valoradas retrospectivamente (2P) como se muestra en la figura 7. Es la negación del impacto de la política y las finanzas en las reservas de petróleo.
Los economistas que se basan en las reservas probadas de BP/OPEP o EIA/OGJ creen que lass reservas han ido aumentando desde 1950.
En el periodo 2000-2010, Marc Blaizot indicaba en el número 176 de Geologues, página 47 que se habín descubierto 32Gb por año, frente a los 50 Gboe producidos anualmente: por supuesto, hablaba de reservas iniciales de tipo 2P (y no de reservas restantes probadas), que son la base de la estimación de las reservas finales. El gráfico de Blaizot es bueno (salvo por la confusión de los símbolos de Billion y Giga con Bb y Gb) e informa sobre los descubrimientos de yacimientos gigantes de la última década (de las reservas de tipo 2P de IHS, en particular Dhirubai 2,2 Gboe (el mayor descubrimiento mundial en 2002) en India (el bloque KG-D6 en la cuenca de Krishna-Godavari), pero recientemente las reservas de estos campos de gas se dividieron por tres, después de una inesperada caída del nivel de producción (llegaron al cenit en 61 Mcf/día en 2010 y tuvieron 15 en mayo de 2013) mientras Indiapetro se preguntaba que quien era el culpable: ¿el operador Reliance o el auditor Gaffney Cline? ¿La mala gestión del agua (cierre de 8 de los 18 pozos) o las estimaciones imprecisas? ¡Recordemos que BP posee el 30% que adquirió por 7.200 millones de dólares! Sin embargo, en mayo, Reliance ha encontrado gas en nuevos yacimientos más profundos (D55)
El siguiente gráfico muestra los mismos datos que los de la figura 7, pero con los descubrimientos anuales para 2P y 1P comparados con la producción anual (crudo + condensado y crudo + NGL). La producción anual excede a los descubrimientos 2P desde 1980, pero no la las adiciones 1P que están polarizadas y son por tanto poco fiables.
De hecho, ellos hablan de reservas de petróleo restantes (sin indicar para qué fecha), cuando los geólogos hablan de reservas iniciales.
Esta alta estimación de reservas finales de 4.600 Gb explica la discrepancia con mi previsión, basada en una reserva final de 3.000 Gb para el crudo + NGL (figura 12, con NPGL = 300 Gb)
Se puede lamentar que el inventario detallado hecho en la revista nº 176 de Geologues no mencione la polarización que existe en las reservas motivada por aspectos políticos y financieros, cuando se compara con las reservas técnicas valoradas retrospectivamente (2P) como se muestra en la figura 7. Es la negación del impacto de la política y las finanzas en las reservas de petróleo.
Los economistas que se basan en las reservas probadas de BP/OPEP o EIA/OGJ creen que lass reservas han ido aumentando desde 1950.
En el periodo 2000-2010, Marc Blaizot indicaba en el número 176 de Geologues, página 47 que se habín descubierto 32Gb por año, frente a los 50 Gboe producidos anualmente: por supuesto, hablaba de reservas iniciales de tipo 2P (y no de reservas restantes probadas), que son la base de la estimación de las reservas finales. El gráfico de Blaizot es bueno (salvo por la confusión de los símbolos de Billion y Giga con Bb y Gb) e informa sobre los descubrimientos de yacimientos gigantes de la última década (de las reservas de tipo 2P de IHS, en particular Dhirubai 2,2 Gboe (el mayor descubrimiento mundial en 2002) en India (el bloque KG-D6 en la cuenca de Krishna-Godavari), pero recientemente las reservas de estos campos de gas se dividieron por tres, después de una inesperada caída del nivel de producción (llegaron al cenit en 61 Mcf/día en 2010 y tuvieron 15 en mayo de 2013) mientras Indiapetro se preguntaba que quien era el culpable: ¿el operador Reliance o el auditor Gaffney Cline? ¿La mala gestión del agua (cierre de 8 de los 18 pozos) o las estimaciones imprecisas? ¡Recordemos que BP posee el 30% que adquirió por 7.200 millones de dólares! Sin embargo, en mayo, Reliance ha encontrado gas en nuevos yacimientos más profundos (D55)
El siguiente gráfico muestra los mismos datos que los de la figura 7, pero con los descubrimientos anuales para 2P y 1P comparados con la producción anual (crudo + condensado y crudo + NGL). La producción anual excede a los descubrimientos 2P desde 1980, pero no la las adiciones 1P que están polarizadas y son por tanto poco fiables.
Figura 25: descubrimientos y producción mundial anual (2p & 1P)
Un gráfico similar para los descubrimientos y la producción mundial de gas natural muestra que los descubrimientos 2P son ya más pequeños que la producción hacia el año 2000.
Figura 26. Descubrimientos y producción anual mundial de gas natural (2P & 1P)
Los descubrimientos y la producción acumulada para el periodo 2000-2010 son los siguientes:
Los economistas utilizan los datos de la EIA sobre las adiciones 1P para creer, incluso antes del auge del gas de esquistos que no existen problemas de reservas, porque las reservas probadas de petróleo y gas que se van añadiendo duplican la producción, ¡cuando en realidad, los descubrimientos de petróleo 2P son aproximadamente la mitad de la producción!
El mismo tipo de negacionismo se da en el número 176 de la revista Geologues, cuando en su página 93 se explica la inundación de los generadores de Fukushima por el tsunami (una ola de 14 m. de altura, ver página 91), pero se olvidan de decir que TEPCO había rebajado deliberadamente la base de la planta excavando 30 metros del barranco para instalar después los generadores, con el objeto de ahorrar dinero en el bombeo de agua para refrigeración, a pesar del hecho de que se sabía que había habido muchos tsunamis de más de 10 m en la zona en el último siglo. Fue una estrategia estúpida, como lo fue la decisión de anular todas las alarmas de Chernobil. Einstein dijo refiriéndose al infinito: “el Universo y la estupidez humana son infinitas, pero no estoy seguro de lo primero”
Se puede añadir que estas previsiones suponen que no hay restricciones “en la
superficie” (above ground). La crisis económica actual puede cambiar ampliamente estos supuestos.
El mismo tipo de negacionismo se da en el número 176 de la revista Geologues, cuando en su página 93 se explica la inundación de los generadores de Fukushima por el tsunami (una ola de 14 m. de altura, ver página 91), pero se olvidan de decir que TEPCO había rebajado deliberadamente la base de la planta excavando 30 metros del barranco para instalar después los generadores, con el objeto de ahorrar dinero en el bombeo de agua para refrigeración, a pesar del hecho de que se sabía que había habido muchos tsunamis de más de 10 m en la zona en el último siglo. Fue una estrategia estúpida, como lo fue la decisión de anular todas las alarmas de Chernobil. Einstein dijo refiriéndose al infinito: “el Universo y la estupidez humana son infinitas, pero no estoy seguro de lo primero”
Se puede añadir que estas previsiones suponen que no hay restricciones “en la
superficie” (above ground). La crisis económica actual puede cambiar ampliamente estos supuestos.
Las barreras del precio y de la producción de petróleo
El gráfico del precio del petróleo en dólares de 2011 frente a la producción de petróleo crudo y condensado basado en los datos de BP parece tener dos barreras: una está en los 120 $/b para el precio y la otra en 76 Mb/d para la producción. Sin embargo, las cifras oficiales de la inflación y los datos de BP son cuestionables. Por tanto cabe preguntarse: ¿dónde deberían colocarse exactamente estas dos “barreras”? De hecho el petróleo extra-pesado debería excluirse.
Figura 27. Precio mundial del petróleo (en dólares de 2011 por barril) frente a la producción de petróleo crudo en el periodo 1965-2012
Intensidad energética: la relación entre PIB y producción de energía
Los economistas arguyen que la intensidad energética (que es el consumo de energía primaria dividida por el PIB en dólares reales) ha descendido drásticamente en el pasado y que continuará así en el futuro. La intensidad energética de los EE. UU. era de 24.000 Btu/dólar de 2005 en 1930, pero menos de 8 en 2010. El gráfico muestra varias tendencias lineales: 1930-1944, 1970-1985 y 1985-2011, pero resulta inútil extrapolarlas porque no podrían llegar a cero.
Intensidad energética: la relación entre PIB y producción de energía
Los economistas arguyen que la intensidad energética (que es el consumo de energía primaria dividida por el PIB en dólares reales) ha descendido drásticamente en el pasado y que continuará así en el futuro. La intensidad energética de los EE. UU. era de 24.000 Btu/dólar de 2005 en 1930, pero menos de 8 en 2010. El gráfico muestra varias tendencias lineales: 1930-1944, 1970-1985 y 1985-2011, pero resulta inútil extrapolarlas porque no podrían llegar a cero.
Figura 28. Intensidad energética de los EE. UU. entre 1929 y 2011
El PIB es un indicador pobre, que corresponde con los gastos y no con la riqueza: cuántas más guerras, catástrofes o drogas el PIB crece más. Además el PIB es el indicador del crecimiento por el que se suele juzgar a los políticos y es manipulado. En 1998, se introdujo el factor “hedónico” para contabilizar mejor la productividad que trajeron las inversiones en las Tecnologías de la Información (TI) (nuevos ordenadores al mismo precio, pero con dos veces más memoria se valoraban a un precio doble). En la misma línea, el PIB de los EE. UU. está inflado en un 3% a partir de julio de 2013 debido a la introducción del gasto en I+D, en arte, música, royalties de películas, libros, teatro, etc….¿No será esto un artificio para hacer disminuir el ratio de la deuda respecto del PIB?
Igualmente, la intensidad energética, que es la relación del consumo y el PIB es también un indicador pobre. Dicho esto, se debe tener en cuenta que el PIB depende muy estrechamente de la energía (Kummel, Ayres estiman su contribución en un 50%, la misma que el total de trabajo y capital) y el crecimiento del PIB sigue al crecimiento del consumo de energía primaria, como se muestra abajo para los EE. UU.
Igualmente, la intensidad energética, que es la relación del consumo y el PIB es también un indicador pobre. Dicho esto, se debe tener en cuenta que el PIB depende muy estrechamente de la energía (Kummel, Ayres estiman su contribución en un 50%, la misma que el total de trabajo y capital) y el crecimiento del PIB sigue al crecimiento del consumo de energía primaria, como se muestra abajo para los EE. UU.
Figura 29. Variaciones del crecimiento del PIB y del consumo de energía primaria en porcentaje 1929-2011
La Tasa de Retorno Energético (TRE)
Muchos economistas aducen que con los aumentos del precio del petróleo, algunos recursos (energéticos) que ahora no son económicamente rentables podrán cambiarse a reservas, pero olvidan que si el oro, por ejemplo, se puede extraer en minas a 4.000 metros de profundidad cuando el precio es alto, el carbón a profundidades superiores de los 1.800 metros o bajo el mar deja de constituir una “reserva” porque la energía invertida en producirlo es mayor que la energía que se obtiene: es el concepto de Tasa de Retorno Energético (TRE) o en inglés denominada Energy Return on Energy Invested (EROEI o EREOI), promovido por Charlie Hall (y sus alumnos como Cleveland). Este es un importante recordatorio, porque además del coste frente al precio, está también el límite al balance (puramente) energético. Este límite se puede aplicar a los yacimientos de esquistos o pizarras (shale plays). Sin embargo, el problema de la TRE es la dificultad para medir la energía invertida en unidades energéticas y no en unidades monetarias. Durante más de 10 años, varias universidades estimaron en diversos estudios que la TRE, la TRE del etanol del maíz estaba por debajo de 1 (alrededor de 0,7) mientras que el Departamento de Agricultura de los EE. UU. (DoA, por sus siglas en inglés) lo cifra ligeramente por encima de 1 (alrededor de 1,3).
Los negacionistas del cenit del petróleo
Estas personas o grupos aducen que el cenit del petróleo es una teoría acientífica, ignorando que el cenit del petróleo ya ha tenido lugar en varios países como Francia, Reino Unido, Noruega…¡y que hay más países productores en declive que en aumento productivo!
Los que niegan el cenit del petróleo indican que nuestras estimaciones de las reservas mundiales finales no tienen en consideración la economía y en particular el precio del petróleo (ver por ejemplo el documento de Thierry Bros de 27 de marzo de 2013 en APGEF-AMIGAZ). Confunden reservas probadas, que se supone representan la producción esperada con la tecnología actual y las condiciones económicas con las reservas medias 2P, que se utilizan para computar el Valor Presente Neto de una previsión de precios del petróleo para la vida de la producción.
Los yacimientos de la bahía de Prudhoe se descubrieron en 1968 y en 1970 el O&G Journal estimó las reservas iniciales en el rango de los 10-15 Gb, cuando el precio del petróleo era de 3$/barril. En la actualidad, la Bahía de Prudhoe ha producido alrededor de 12 Gb y sus reservas finales son de alrededor de 14 Gb, lo que está bastante en línea con las previsiones de 1970, en que los recios eran unas 30 veces inferiores. El precio del petróleo no cambia mucho las reservas finales de los campos de petróleo convencionales, cuando éstos se han estimado correctamente (¡lo que quiere decir que no se han basado en las reglas de la Securities Exchange Commission (SEC), que son puramente financieras!)
La mejor prueba de la calidad de nuestras estimaciones sobre las reservas restantes 2P de la figura 7 en 2013, con un precio de 100$/barril es que los valores son prácticamente los mismos que los de la figura 8 de 1998, cuando el precio del petróleo estaba en 10$/barril. Como anécdota, Elsevier publicó en 2003 una Enciclopedia de la Energía con un artículo que escribí, titulado “Valoración de los recursos de petróleo y gas natural: modelos de ciclos de crecimiento de la producción”(Oil and Natural Gas Resource Assessment: Production Growth Cycle Models). ¡Elsevier me pidió actualizar este documento en el que en 2003 estimaba las reservas finales mundiales de petróleo regular convencional en 2.000 Gb!
Los que niegan el cenit del petróleo indican que nuestras estimaciones de las reservas mundiales finales no tienen en consideración la economía y en particular el precio del petróleo (ver por ejemplo el documento de Thierry Bros de 27 de marzo de 2013 en APGEF-AMIGAZ). Confunden reservas probadas, que se supone representan la producción esperada con la tecnología actual y las condiciones económicas con las reservas medias 2P, que se utilizan para computar el Valor Presente Neto de una previsión de precios del petróleo para la vida de la producción.
Los yacimientos de la bahía de Prudhoe se descubrieron en 1968 y en 1970 el O&G Journal estimó las reservas iniciales en el rango de los 10-15 Gb, cuando el precio del petróleo era de 3$/barril. En la actualidad, la Bahía de Prudhoe ha producido alrededor de 12 Gb y sus reservas finales son de alrededor de 14 Gb, lo que está bastante en línea con las previsiones de 1970, en que los recios eran unas 30 veces inferiores. El precio del petróleo no cambia mucho las reservas finales de los campos de petróleo convencionales, cuando éstos se han estimado correctamente (¡lo que quiere decir que no se han basado en las reglas de la Securities Exchange Commission (SEC), que son puramente financieras!)
La mejor prueba de la calidad de nuestras estimaciones sobre las reservas restantes 2P de la figura 7 en 2013, con un precio de 100$/barril es que los valores son prácticamente los mismos que los de la figura 8 de 1998, cuando el precio del petróleo estaba en 10$/barril. Como anécdota, Elsevier publicó en 2003 una Enciclopedia de la Energía con un artículo que escribí, titulado “Valoración de los recursos de petróleo y gas natural: modelos de ciclos de crecimiento de la producción”(Oil and Natural Gas Resource Assessment: Production Growth Cycle Models). ¡Elsevier me pidió actualizar este documento en el que en 2003 estimaba las reservas finales mundiales de petróleo regular convencional en 2.000 Gb!
Figura 30: Producción y descubrimientos mundiales acumulados de petróleo convencional de Laherrere. Figura 10
En 2003, cuando el precio estaba en torno a los 25 $/b la incertidumbre sobre las reservas mundiales era de tal calibre que sólo se utilizaba un decimal para estimar las reservas finales de petróleo convencional, que se elegían como de 2.000 Gb ó 2 Tb, y se utilizaba un solo ciclo para modelar tanto los descubrimientos como la producción.
En 2013, con un precio del petróleo de alrededor de 100 $/b, en la figura 9 para el crudo mundial menos el extra-pesado (no hay consenso sobre la definición de convencional) nuestras reservas finales son ahora de 2.200 Gb gracias al añadido de un nuevo ciclo de aguas profundas y presal. Nuestra estimación sobre la imprecisión de las reservas 2P es del orden del 20% y cualquier cambio de menos de un 10% es inútil (a estos efectos).
Para el petróleo no convencional (utilizando la recuperación terciaria como inyección de vapor o fractura hidráulica, el problema no es tanto el tamaño del “tanque” o depósito sino el del “grifo” (que lo extrae) y el precio del petróleo es muy importante como se muestra en la figura 12 , donde el cenit del petróleo extra-pesado se retrasa hasta aproximadamente el 2070.
El petróleo de esquistos, que ahora se denomina petróleo ligero de roca compacta (light tight oil), ya que la producción en la cuenca de Bakken no es una reserva de esquistos, sino un yacimiento dolomítico arenoso entre dos formaciones de esquistos) tiene enormes recursos, cuando se estima la cantidad de hidrocarburos generados por las rocas madre en esa cocina petrolífera. En el informe de 1994 (Laherrere, Perrodon, Demaison) titulado “potencial del petróleo por descubrir” (undiscovered petroleum potential) el factor de eficiencia (porcentaje de las reservas finales frente a los hidrocarburos generados de rocas madre en la “cocina geológica”), se estimó que éste era muy bajo: un 1,4% en el sistema petrolífero arábigo-iraní (la mayor parte de Oriente Medio que cubre unos 600.000 km2); un 1% en el Mar del Norte; un 0,8% en el Sahara Triásico; un 0,6% en el delta del Niger; un 0,4% en Gippsland; 0,3% en Kutei & Putamayo; 0,03% en la cuenca de París.
La mayor parte de lo generado o bien se pierde o se difunde en los sedimentos o permanece entre las fracturas de la roca madre. Todavía existen enormes volúmenes de hidrocarburos en las rocas madre, pero el factor de recuperación debería ser bastante bajo: ¡unos pocos puntos porcentuales en el mejor de los casos!
En Montana, la producción de Bakken por pozo es de 132 barriles por día y pozo en marzo de 2013, con 5.457 pozos; era de 145 b/d y pozo en junio de 2010 con 1.663 pozos, pero en febrero de 1954 el primer pozo de Bakken tuvo un cenit de producción de 274 b/d. La producción de Dakota del Norte podría muy bien llegar a su cenit en 2013 porque el número de pozos llegó a su cenit en junio de 2012 con 200 pozos de perforación (176 pozos en abril de 2013)
En 1998 Colin Campbell y yo escribimos un artículo en Investigación y Ciencia (Scientific American) titulado “El fin del petróleo barato” (The End of Cheap Oil), cuando el precio estaba en 13 $/barril. Nuestro artículo apareció en el Censored 1999 (9): Las noticias que no fueron noticia: las 25 más importantes. The News That Didn’t Make the News, the Year’s Top 25 En la noticia 21 se decía: Las reservas mundiales de petróleo están alarmantemente sobreestimadas. Fuente: Scientific American, título: The End of Cheap Oil, fecha: marzo de 1998, autores: Colin J. Campbell y Jean Laherrere dos analistas de la industria petrolera independientes, predicen que la producción mundial de petróleo convencional comenzará a declinar en los próximos 10 años y seremos incapaces de satisfacer la demanda. Su análisis contradice el de los informes de la industria que sugieren que tenemos petróleo barato para mantenernos otros 50 años. Como señala el informe independiente, razones políticas y financieras hacen que las compañías y los países productores de petróleo publiquen cifras infladas y esto nos afecta a todos.
En 2013, con un precio del petróleo de alrededor de 100 $/b, en la figura 9 para el crudo mundial menos el extra-pesado (no hay consenso sobre la definición de convencional) nuestras reservas finales son ahora de 2.200 Gb gracias al añadido de un nuevo ciclo de aguas profundas y presal. Nuestra estimación sobre la imprecisión de las reservas 2P es del orden del 20% y cualquier cambio de menos de un 10% es inútil (a estos efectos).
Para el petróleo no convencional (utilizando la recuperación terciaria como inyección de vapor o fractura hidráulica, el problema no es tanto el tamaño del “tanque” o depósito sino el del “grifo” (que lo extrae) y el precio del petróleo es muy importante como se muestra en la figura 12 , donde el cenit del petróleo extra-pesado se retrasa hasta aproximadamente el 2070.
El petróleo de esquistos, que ahora se denomina petróleo ligero de roca compacta (light tight oil), ya que la producción en la cuenca de Bakken no es una reserva de esquistos, sino un yacimiento dolomítico arenoso entre dos formaciones de esquistos) tiene enormes recursos, cuando se estima la cantidad de hidrocarburos generados por las rocas madre en esa cocina petrolífera. En el informe de 1994 (Laherrere, Perrodon, Demaison) titulado “potencial del petróleo por descubrir” (undiscovered petroleum potential) el factor de eficiencia (porcentaje de las reservas finales frente a los hidrocarburos generados de rocas madre en la “cocina geológica”), se estimó que éste era muy bajo: un 1,4% en el sistema petrolífero arábigo-iraní (la mayor parte de Oriente Medio que cubre unos 600.000 km2); un 1% en el Mar del Norte; un 0,8% en el Sahara Triásico; un 0,6% en el delta del Niger; un 0,4% en Gippsland; 0,3% en Kutei & Putamayo; 0,03% en la cuenca de París.
La mayor parte de lo generado o bien se pierde o se difunde en los sedimentos o permanece entre las fracturas de la roca madre. Todavía existen enormes volúmenes de hidrocarburos en las rocas madre, pero el factor de recuperación debería ser bastante bajo: ¡unos pocos puntos porcentuales en el mejor de los casos!
En Montana, la producción de Bakken por pozo es de 132 barriles por día y pozo en marzo de 2013, con 5.457 pozos; era de 145 b/d y pozo en junio de 2010 con 1.663 pozos, pero en febrero de 1954 el primer pozo de Bakken tuvo un cenit de producción de 274 b/d. La producción de Dakota del Norte podría muy bien llegar a su cenit en 2013 porque el número de pozos llegó a su cenit en junio de 2012 con 200 pozos de perforación (176 pozos en abril de 2013)
En 1998 Colin Campbell y yo escribimos un artículo en Investigación y Ciencia (Scientific American) titulado “El fin del petróleo barato” (The End of Cheap Oil), cuando el precio estaba en 13 $/barril. Nuestro artículo apareció en el Censored 1999 (9): Las noticias que no fueron noticia: las 25 más importantes. The News That Didn’t Make the News, the Year’s Top 25 En la noticia 21 se decía: Las reservas mundiales de petróleo están alarmantemente sobreestimadas. Fuente: Scientific American, título: The End of Cheap Oil, fecha: marzo de 1998, autores: Colin J. Campbell y Jean Laherrere dos analistas de la industria petrolera independientes, predicen que la producción mundial de petróleo convencional comenzará a declinar en los próximos 10 años y seremos incapaces de satisfacer la demanda. Su análisis contradice el de los informes de la industria que sugieren que tenemos petróleo barato para mantenernos otros 50 años. Como señala el informe independiente, razones políticas y financieras hacen que las compañías y los países productores de petróleo publiquen cifras infladas y esto nos afecta a todos.
El informe anual (World Energy Outlook o WEO) de la Agencia Internacional de la Energía de 2010 (IEA WEO 2010) dijo (página 125) que la producción mundial de petróleo crudo convencional había llegado a su cenit en 2006 en 70 Mb/d, que cayeron a 67.9 Mb/d en 2009 y después a 69,3 Mb/d en el WEO 2011 y a 68,5 Mb/d en 2011 (WEO 2012), confirmando así nuestra previsión de 1998 de un cenit de producción de petróleo convencional para antes de 2008. Pero el problema es que no existe un consenso sobre los datos de producción ni en la definición de petróleo convencional y el nivel de incertidumbre es aproximadamente el mismo que el de las variaciones de la meseta de los últimos 8 años.
Nuestra previsión de 1998 del fin del petróleo barato se ha confirmado también por los precios actuales del petróleo. La mejor prueba de que las previsiones actuales sean fiables es que las previsiones pasadas se hayan cumplido. Parece que queda claro que la mayoría de los negacionistas del cenit del petróleo son los que tienen previsiones muy pobres, como CERA.
Nuestra previsión de 1998 del fin del petróleo barato se ha confirmado también por los precios actuales del petróleo. La mejor prueba de que las previsiones actuales sean fiables es que las previsiones pasadas se hayan cumplido. Parece que queda claro que la mayoría de los negacionistas del cenit del petróleo son los que tienen previsiones muy pobres, como CERA.
El aumento de los precios de los combustibles: el precio de un litro de diesel en Francia comparado con el salario mínimo.
Para muchos franceses, el combustible diesel (que representa el 80% del consumo de los vehículos) resulta hoy muy caro, pero olvidan que en 1960 eran necesarios 25 minutos de trabajo a los niveles del SMIC (siglas que definen el salario mínimo interprofesional en Francia) para adquirir un litro de diesel, mientras que ahora se necesitan sólo 9 minutos en 2012 (aunque eran 6 minutos en 1991).
Figura 31. Número de horas o minutos de salario mínimo interprofesional en Francia para adquirir un barril de petróleo o un litro de diesel
El gráfico del número de horas para comprar un barril de petróleo con el salario mínimo interprofesional es bastante diferente debido a los impuestos franceses. En 1960 se necesitaban 6 horas; en 1980, 11 horas y en 2012 más de 9 horas.
Conclusiones
Los datos de producción de petróleo y gas son poco fiables y Naciones Unidas debería obligar a cada país a publicar datos actualizados sobre energía, en particular sobre combustibles fósiles, que son un regalo para la Humanidad, aunque lamentablemente, su aporte se verá pronto reducido por las limitaciones del suministro. Las reglas del SEC deberían cambiar para reportar reservas medias (2P) en vez de reservas probadas.
El gran aumento de la población mundial desde 1850 se debe al progreso médico y a la energía barata y abundante. Ahora entramos en una nueva era con el fin de la energía barata. Tenemos que ahorrar energía de forma drástica, pero muchos no quieren cambiar su forma de vida, porque cuentan con un crecimiento continuo en el aporte de energía y sueñan que las renovables pueden reemplazar a las energías fósiles.
Es una obligación conseguir datos reales que muestren que el petróleo y el gas natural llegarán pronto a su cenit. Este estudio se ha basado en las reservas finales, la mayoría extrapoladas de los datos de los descubrimientos provenientes de las bases de datos de Scout. Sólo tres países reportan datos fiables de campo: Reino Unido, Noruega y los EE. UU. federales. Si la mayoría de los demás países siguiesen su ejemplo, este estudio sería mucho más fiable. Es una pena que no se entienda la necesidad de disponer de datos fiables en las Naciones Unidas en Nueva York o en la Comisión Europea en Bruselas.
Con los datos pobres disponibles hoy, todo parece indicar que la producción mundial de todos los líquidos combustibles alcanzará su cenit antes de 2020; los países n-OPEP bastante antes y la OPEP hacia el 2020. Las exportaciones de la OPEP dejarán de existir antes de 2050.
Los subsidios actuales de los precios de las gasolinas en Venezuela e Irán (cien veces más caros que en Turquía) son insostenibles y conducen a un elevado consumo (interno) en detrimento de las exportaciones.
La producción de la OPEP pasará a la producción no-OPEP alrededor de 2025 para los NGPL y alrededor de 2030 para el gas natural, para el crudo menos el extra-pesado y para todos los líquidos combustibles.
El sueño de unos EE. UU. haciéndose independientes en energía, se basa en los recursos, pero no en las reservas. En Francia, el debate nacional sobre energía está centrado en las renovables y el ministro de energía no respondió a la carta de ASPO Francia que se le envió el año pasado para que se implicase en el debate. El ministro francés de energía desea ignorar el cenit del petróleo, pero es probable que el cenit del petróleo no se olvide de Francia.
El gran aumento de la población mundial desde 1850 se debe al progreso médico y a la energía barata y abundante. Ahora entramos en una nueva era con el fin de la energía barata. Tenemos que ahorrar energía de forma drástica, pero muchos no quieren cambiar su forma de vida, porque cuentan con un crecimiento continuo en el aporte de energía y sueñan que las renovables pueden reemplazar a las energías fósiles.
Es una obligación conseguir datos reales que muestren que el petróleo y el gas natural llegarán pronto a su cenit. Este estudio se ha basado en las reservas finales, la mayoría extrapoladas de los datos de los descubrimientos provenientes de las bases de datos de Scout. Sólo tres países reportan datos fiables de campo: Reino Unido, Noruega y los EE. UU. federales. Si la mayoría de los demás países siguiesen su ejemplo, este estudio sería mucho más fiable. Es una pena que no se entienda la necesidad de disponer de datos fiables en las Naciones Unidas en Nueva York o en la Comisión Europea en Bruselas.
Con los datos pobres disponibles hoy, todo parece indicar que la producción mundial de todos los líquidos combustibles alcanzará su cenit antes de 2020; los países n-OPEP bastante antes y la OPEP hacia el 2020. Las exportaciones de la OPEP dejarán de existir antes de 2050.
Los subsidios actuales de los precios de las gasolinas en Venezuela e Irán (cien veces más caros que en Turquía) son insostenibles y conducen a un elevado consumo (interno) en detrimento de las exportaciones.
La producción de la OPEP pasará a la producción no-OPEP alrededor de 2025 para los NGPL y alrededor de 2030 para el gas natural, para el crudo menos el extra-pesado y para todos los líquidos combustibles.
El sueño de unos EE. UU. haciéndose independientes en energía, se basa en los recursos, pero no en las reservas. En Francia, el debate nacional sobre energía está centrado en las renovables y el ministro de energía no respondió a la carta de ASPO Francia que se le envió el año pasado para que se implicase en el debate. El ministro francés de energía desea ignorar el cenit del petróleo, pero es probable que el cenit del petróleo no se olvide de Francia.
Este estudio está basado en supuestos cuestionables y en datos poco fiables, pero cualquiera puede ver los gráficos y hacer sus propias interpretaciones o puede refutar los datos. De nuevo, sin embargo, no conozco ningún estudio libre que muestre tanto como este documento.
P.D. Gracias a Jean-Marie Bourdaire por sus comentarios y por corregir mi mal inglés. Una versión muy corta de este documento está disponible (en inglés) en el sitio Aspofrance.org.
Notas:
1. En adelante traduciremos “production” por producción, que es el término que utiliza el autor y es reconocido por la industria, aunque el traductor entiende que se refieren en realidad a “extracción” de un bien producido por la Naturaleza
2. El concepto de “curva desnatada”, que aplicaremos en adelante, proviene de la expresión inglesa“Creaming Curve” e intenta reflejar el hecho de que los yacimientos mayores en región petrolífera con posibilidades tienden a encontrarse en primer lugar, seguida de un descenso en el tamaño de los descubrimientos posteriores. Algo parecido al juego de los barcos, en el que se dispara sobre coordenadas y donde, generalmente, suelen irse tocando y hundiendo primero los barcos que más espacio ocupan en la cuadrícula. Nota del traductor.
3. Del inglés, “Cumulative Backdated”. En adelante iremos desglosando, para facilidad de los lectores, los conceptos que suelen ser de uso habitual en lengua inglesa y no tan conocidos en castellano.
4. Un Gigabarril son mil millones de barriles. Nota del traductor.
5. El término “ganancias en refinerías” (del ingés “refinery gains” o “refinery processing gains”) es un término utilizado por la industria que contabiliza que la salida del volumen total de productos combustibles de las refinerías es mayor que el volumen de crudo y otros productos básicos que entran. Esto es debido a que el crudo termina saliendo en forma de productos que al ser más ligeros y tener menor gravedad específica, ocupan más volumen. Nota del traductor.
6. En la terminología de perforación en el petróleo y gas no convencional, específicamente de esquistos, se denominan “sweet spots” a los pozos que en un determinado yacimiento (shale play) ofrecen una producción sensiblemente mayor que la de otros del mismo campo, aunque sigan siendo todos ellos de flujos generalmente muy inferiores a los flujos de las perforaciones de petróleo y gas no convencional
7. El quemado de gas a la boca de pozos, generalmente de petróleo, es una práctica habitual, cuando se busca por ejemplo, petróleo y no se sabe qué hacer con el gas que sale asociado a la extracción de petróleo. Antes se venteaba directamente, pero dado que el gas es 21 veces más potente que el CO2 como gas de efecto invernadero, se ha decidido últimamente que es mejor quemarlo. A esta técnica se la denomina en inglés Gas Flaring.
8. La Recuperación Mejorada de Petróleo (en inglés denominada Enhanced Oil Recovery o EOR, por cuyas siglas se definirá en adelante), se refiere a una categoría de petróleo consistente en el petróleo de un determinado yacimiento que antes se daba por perdida en el subsuelo (los niveles habituales de recuperación suelen ser del 10 ó como mucho 60% u 80% de todo el petróleo que originalmente se entiende existe en un yacimiento antes de comenzar a explotarse y que se denomina Original Oil In Place OOIP), aunque los promedios más usuales de los grandes campos suelen estar en el 30-40%, de todo el petróleo que existe en un yacimiento) y que las modernas tecnologías consiguen extraer algo más con nuevos procedimientos. Nota del traductor.
9. Se trata de una revista que suele publicar lo que considera son las 20 ó 25 noticias o análisis de los medios de comunicación más importantes de ese año, que reciben una censura indirecta generalmente a base de ignorarlos sistemáticamente, por parte de los grandes medios. Nota del traductor.
2. El concepto de “curva desnatada”, que aplicaremos en adelante, proviene de la expresión inglesa“Creaming Curve” e intenta reflejar el hecho de que los yacimientos mayores en región petrolífera con posibilidades tienden a encontrarse en primer lugar, seguida de un descenso en el tamaño de los descubrimientos posteriores. Algo parecido al juego de los barcos, en el que se dispara sobre coordenadas y donde, generalmente, suelen irse tocando y hundiendo primero los barcos que más espacio ocupan en la cuadrícula. Nota del traductor.
3. Del inglés, “Cumulative Backdated”. En adelante iremos desglosando, para facilidad de los lectores, los conceptos que suelen ser de uso habitual en lengua inglesa y no tan conocidos en castellano.
4. Un Gigabarril son mil millones de barriles. Nota del traductor.
5. El término “ganancias en refinerías” (del ingés “refinery gains” o “refinery processing gains”) es un término utilizado por la industria que contabiliza que la salida del volumen total de productos combustibles de las refinerías es mayor que el volumen de crudo y otros productos básicos que entran. Esto es debido a que el crudo termina saliendo en forma de productos que al ser más ligeros y tener menor gravedad específica, ocupan más volumen. Nota del traductor.
6. En la terminología de perforación en el petróleo y gas no convencional, específicamente de esquistos, se denominan “sweet spots” a los pozos que en un determinado yacimiento (shale play) ofrecen una producción sensiblemente mayor que la de otros del mismo campo, aunque sigan siendo todos ellos de flujos generalmente muy inferiores a los flujos de las perforaciones de petróleo y gas no convencional
7. El quemado de gas a la boca de pozos, generalmente de petróleo, es una práctica habitual, cuando se busca por ejemplo, petróleo y no se sabe qué hacer con el gas que sale asociado a la extracción de petróleo. Antes se venteaba directamente, pero dado que el gas es 21 veces más potente que el CO2 como gas de efecto invernadero, se ha decidido últimamente que es mejor quemarlo. A esta técnica se la denomina en inglés Gas Flaring.
8. La Recuperación Mejorada de Petróleo (en inglés denominada Enhanced Oil Recovery o EOR, por cuyas siglas se definirá en adelante), se refiere a una categoría de petróleo consistente en el petróleo de un determinado yacimiento que antes se daba por perdida en el subsuelo (los niveles habituales de recuperación suelen ser del 10 ó como mucho 60% u 80% de todo el petróleo que originalmente se entiende existe en un yacimiento antes de comenzar a explotarse y que se denomina Original Oil In Place OOIP), aunque los promedios más usuales de los grandes campos suelen estar en el 30-40%, de todo el petróleo que existe en un yacimiento) y que las modernas tecnologías consiguen extraer algo más con nuevos procedimientos. Nota del traductor.
9. Se trata de una revista que suele publicar lo que considera son las 20 ó 25 noticias o análisis de los medios de comunicación más importantes de ese año, que reciben una censura indirecta generalmente a base de ignorarlos sistemáticamente, por parte de los grandes medios. Nota del traductor.
A efectos de equivalencias y órdenes de magnitud (notas del traductor):
1 Mega (M) = 10^6
1 Giga (G) = 10^9
1 Tera (1T)= 10^12
1 Peta (1P)= 10^15
1 Exa (1E)= 10^18
1 pie cúbico de gas natural son apro0,0283 metros cúbicos
1 metro cúbico de gas natural son aprox. 35,315 pies cúbicos
1 pie cúbico contiene aprox. 1,015 Btu (British Thermal Unit) de energía calorífica
1 Giga (G) = 10^9
1 Tera (1T)= 10^12
1 Peta (1P)= 10^15
1 Exa (1E)= 10^18
1 pie cúbico de gas natural son apro0,0283 metros cúbicos
1 metro cúbico de gas natural son aprox. 35,315 pies cúbicos
1 pie cúbico contiene aprox. 1,015 Btu (British Thermal Unit) de energía calorífica
NOTAS Y ACLARACIONES ADICIONALES SOBRE LE TEXTO DE JEAN LAHERRERE
En primer lugar, algunas referencias previas con muchos más datos, sobre otros artículos de Jean Laherrere, que incluyen algunas conclusiones que pueden resultar controvertidas y a veces van más allá de las puramente energéticas.
Uncertainty of data and forecasts for fossil fuels,
Uncertainty of data and forecasts for fossil fuels,
de 24 de abril de 2007, muestra una de las mayores preocupaciones de Laherrere, que es la incertidumbre de muchos de los datos de reservas y producción que ofrecen tanto las NOC (National Oil Companies o compañía de petróleo públicas de carácter nacional, como las IOC (International Oil Companies o compañías y grandes corporaciones petrolíferas, de carácter generalmente privado). Incorpora algunas conclusiones donde muestra su escepticismo sobre la importancia que el IPCC asigna al cambio climático como primera prioridad y lo enfrenta a la contradicción que implica el declive productivo de los fósiles sobre el que insiste. Además se interna en otros análisis sobre cambios de clima en el pasado. También critica el negacionismo del cenit de algunas multinacionales (Exxon en concreto) y ofrece alguna sugerencias particulares sobre el futuro.
Why are remaning oil & gas reserves from political/financial sources so different?
Parte 1
http://aspofrance.viabloga.com/files/JL-IGC2008-part1.pdf
Parte 2
http://aspofrance.viabloga.com/files/JL-IGC2008-part2.pdf
Parte 3
http://aspofrance.viabloga.com/files/JL-IGC2008-part3.pdf
Why are remaning oil & gas reserves from political/financial sources so different?
Parte 1
http://aspofrance.viabloga.com/files/JL-IGC2008-part1.pdf
Parte 2
http://aspofrance.viabloga.com/files/JL-IGC2008-part2.pdf
Parte 3
http://aspofrance.viabloga.com/files/JL-IGC2008-part3.pdf
Este documento lo publicó el 11 de agosto de 2008 en el Congreso de Geociencias Petrolíferas de Oslo. De nuevo, otro aluvión de datos, mostrando factores de recuperación de diferentes yacimientos, muchísimas curvas de declino que muestran la finitud de pozos, yacimientos, campos, regiones y países que declinan, utilizando curvas de linearización de Hubbert, curvas “desnatadas” y demás herramientas que suele utilizar para establecer patrones y poder extraer conclusiones. De lo que no se puede acusar a Laherrere es de no ofrecer datos variados y múltiples para que el lector o cualquier negacionista pueda contrastar, matizar o desmentir.
En definitiva, lo que Laherrere trata de explicar al gran público son los mecanismos existentes o dominantes en la actualidad a la hora de definir las reservas.
Para los EE. UU., todas las compañías que quieran cotizar en bolsa tienen que reportar a la Security Exchanges Commission (SEC), que sería el equivalente a la Comisión Nacional del Mercado de Valores (CNMV), aunque sólo las reservas probadas (1P) que se supone son las mínimas; esas son las reservas que se auditan. En opinión de Laherrere, las reservas del SEC deberían cambiarse y además de ofrecer los datos de reservas probadas, ofrecer los datos de probadas más probables. Los actuales valores de probadas no valen para extrapolar la producción de producciones futuras, mientras que los valores medios retroactivos permiten trazar las curvas desnatadas o curvas logísticas acumuladas para valorar las reservas finales.
Para la OPEP, debido a que sus cuotas de producción dependen de las reservas que declaren, los miembros de la OPEP reportan teóricamente reservas probadas (1P), pero que no desean sean auditadas. Laherrere muestra en algún gráfico las considerables diferencias entre las reservas 2P sin auditar de la OPEP y las uqe de estos países ofrece los datos técnicos de las reservas 2P.
La clasificación de la antigua URSS es ABC1 (1979) y reporta la recuperación teórica máxima, que viene siendo igual a las reservas 3P (probadas, más probables, más posibles)
Para el resto del mundo se suelen regir por las normas de la Society of Petroleum Engineers (SPE) y las del World Petroleum Council(WPC),de las que Laherrere fue miembro en el grupo de trabajo. Estos reportan las reservas 2P (probadas más probables), que se supone son las más cercanas al valor final esperado.
Las reservas probadas (1P) indican a las entidades bancarias que con ellas no irían a la ruina. Sin embargo, las decisiones sobre ir a desarrollar un determinado campo se toman sobre las reservas medias (2P). La suma de reservas probadas es incorrecta, puesto que subestima el total. Por tanto, las reservas probadas nacionales son algo más que la suma de las reservas probadas de sus yacimientos y por tanto, las reservas probadas mundiales son más que la suma de las reservas probadas de las naciones productoras
La simple suma de las reservas mínimas de los yacimientos no representan las reservas mínimas de un país, porque es improbable que todos los valores de los campos se encuentren en los mínimos. Es algo parecido a dar la misma probabilidad de obtener un 1 con un dado (1/6), que la de obtener una suma de 6 con seis dados (1/36). Solo la suma de valores medios (valor esperado) de los campos, da el valor medio esperado de un país.
Las reservas probadas más las probables son confidenciales en todos los países, excepto en el Reino Unido (DTI), en Noruega (NPD) y en los EE. UU. federales (MMS), pero se pueden adquirir en las empresas de Scout, tales como IHS o Wood Mackenzie, por tanto, resulta algo erróneo asegurar que son confidenciales; sólo son caras de obtener, aunque cualquiera podría comprarlas.
Comparar y extrapolar diferentes medidas, por ejemplo, las reservas 1P o probadas, contra las 2P que son las probadas más probables retroactivas, como hizo el USGS en el año 2000, para extrapolar el crecimiento de las reservas de EE.UU. con las del resto del mundo es algo así como comparar la temperatura de Nueva york con la de París sin preocuparse de comprobar que la primera se da en grados Farenheit y la segunda en grados Celsius.
Cinco milenios promediados frente a un promedio anual: se hace para el CO2, para el CH4 en los últimos 100.000 años del planeta, tomados de las muestras de hielo, comparados con los datos anuales. Es algo que resulta frecuente, en particular en los datos del IPCC para ver el futuro a largo plazo frente a un pasado de muestras cortas. O presentar resultados con un número de decimales significativos mayor que la propia precisión de las medidas de las sumas de los mismos.
Por ejemplo, 1.000 + 1 = 1.001, aunque si la precisión de la medida es del 10%, el redondeo de la suma tendría que ser 900-1100 +0,9-1,1 = 900-1.100 ó 1.000 +1 = 1.000
Por ejemplo, 1.000 + 1 = 1.001, aunque si la precisión de la medida es del 10%, el redondeo de la suma tendría que ser 900-1100 +0,9-1,1 = 900-1.100 ó 1.000 +1 = 1.000
La conversión tiene que mantener el mismo número de decimales significativos, lo que significa que se muestra la misma precisión en las cifras:
1.000 pies =300 m. y no a 304,8 m.
2.000 barriles = 300 m3 y no 318 m3
1.000 pies =300 m. y no a 304,8 m.
2.000 barriles = 300 m3 y no 318 m3
En el sector petrolífero reportar cualquier dato con más de dos decimales significativos es estadísticamente incorrecto, porque la precisión de los valores reportados varía más del 10% y esto muestra a un autor incompetente.
Una explicación más detallada se encuentra en el documento de Jean Laherrere de 2004, tituladoShell’s reserves decline and SEC obsolete rules
El documento de Jean Laherrere de 17 de junio de 1998 en la SPE, titulado
Abundaba, ya hace años, en este tipo de diferencias. La debilidad de este sistema de medida ha sido objeto de comentarios por parte de muchos expertos:
“Hay en la actualidad casi tantas definiciones de reservas como de evaluadores, compañías de petróleo y gas, organismos especializados y departamentos gubernamentales. Cada cual utiliza su propia versión de las definiciones para sus propios fines” De Sorcy, 1993
“Los recursos de base de la antigua URSS se vieron tan fuertemente exagerados, debido a la inclusión de reservas y recursos, que ya no son fiables ni técnica o económicamente viables” Khalimov, 1993
“Un sector industrial que se enorgullece de sí mismo por utilizar la ciencia, la tecnología y la valoración de los límites de riesgo, se ve a sí misma en los años 90 con una definición de reserva que recuerda más a los años 1890”. Capen, 1996
“Nuestra definición de reservas ya no sirve”, Caldwell, 1996
“Las reservas virtuales y otras medidas están diseñadas para confundir al público inversor”, Tobin, 1996
”El término “reservas” se trata frecuentemente como si fuese un sinónimo de “reservas probadas”. Esta práctica ignora completamente el hecho de que todo operador prudente tendrá, al menos internamente, sus estimaciones de reservas probables y posibles” Ross 1998.
Finalmente, añadimos un último gráfico enviado por Jean Laherrere sobre producción e importaciones de petróleo crudo en los EE. UU., donde se observa el efecto repunte de la producción nacional, debida al petróleo de esquistos (que en el artículo se juzga efímero y engañoso) y su efecto en la reducción de importaciones.
Las reservas probadas de petróleo a nivel mundial ascendieron a 1,65 billones de barriles en el año 2014, casi 180.000 millones de barriles más que en el año 2011, según los datos de la Administración de Energía de Estados Unidos (EIA, por sus siglas en inglés). Y, la gran mayoría de este aumento se debió al incremento de las reservas disponibles en campos ya operados y no a nuevos grandes descubrimientos.
Según la Asociación de la Industria Hidrocarburera de Ecuador, hasta la década de 1960 la producción de petróleo y gas en campos nuevos representaba entre el 50 por ciento y el 60 por ciento de la producción total. Este porcentaje se ha reducido a entre el 12 y el 15 por ciento actualmente y será, según las previsiones de esta asociación, de entre el 7 y el 10 por ciento en el “futuro cercano”.
De hecho, según las proyecciones de la compañía Exxon Mobil los nuevos descubrimientos aportarán este año más de 5.000 millones de barriles a las reservas mundiales, pero no se volverá a alcanzar esta cifra –la más baja de la serie histórica que comienza en 1930- en los próximos años.
Estos datos son una muestra de la situación en la que se encuentran muchos de los países petroleros. Como apuntaba la consultora Ernst&Young, “no es un secreto que la era del petróleo fácil está llegando a su fin”, y por ello, las técnicas de recuperación mejorada (EOR, por sus siglas en inglés) son consideradas hoy en día como una de las claves para que la industria pueda mejorar el factor de recuperación, que mide el porcentaje de petróleo que es recuperable en un campo –ver gráfico 1-.
Estimaciones de la consultora apuntan a que un incremento del factor de recuperación mejorada en uno por ciento supondría sumar más de 88.000 millones de barriles a las reservas mundiales de petróleo, lo que es más de tres de veces la producción mundial actual anual. Estas cifras cobran mayor importancia en un escenario como el presente, en el que las cotizaciones del crudo hacen que muchos proyectos de exploración y explotación no sean viables comercialmente.
Según la Agencia Internacional de la Energía (IAE, por sus siglas en inglés), los proyectos en los que ya se están utilizando las técnicas de recuperación mejorada darán acceso a más de 300 millones de toneladas de petróleo en el año 2030. Y han sido las responsables del 70 por ciento del aumento de las reservas probadas desde el año 2000.
Apuesta decidida
Dadas estas cifras no es de extrañar que en todos los países petroleros se esté trabajando con técnicas de EOR para alargar la vida útil de los principales campos petroleros. Latinoamérica no es ajena a esta tendencia, y afecta a los principales países con recursos de hidrocarburos de la región: desde México a Argentina, que llevan años haciendo esfuerzos por atraer la inversión extranjera a sus campos maduros, pasando por Colombia, que se enfrenta al reto de mantener la producción en un millón de barriles diarios sin que hayan tenido lugar grandes descubrimientos en los últimos años; hasta Venezuela, Ecuador y Brasil (ver gráfico 2) están trabajando en la aplicación de distintas técnicas de EOR en las cuencas que hoy en día están reduciendo su producción.
Uno de los primeros países que apostó por las técnicas de recuperación terciaria con más fuerza en los últimos años fue México. Precisamente, la petrolera estatal Pemex lleva desde el año 2011 intentando abrir el mercado a la inversión extranjera mediante contratos basados en incentivos sobre la producción de campos maduros.
En ese proceso se adjudicaron siete bloques en campos maduros con los que Pemex espera sumar 125.000 barriles a su producción. De momento, la compañía Petrofac ha agregado 4.000 barriles en los dos campos que se adjudicó.
Un aumento del uno por ciento en el factor de recuperación sumaría 88.000 millones de barriles a las reservas mundiales
El objetivo de México con el uso de técnicas de EOR se centraría en el campo de Cantarell, que llegó a ser el segundo mayor del mundo. La Comisión Nacional de Hidrocarburos calcula que el uso de nuevas técnicas de recuperación mejorada podría sumar cerca de un millón de barriles a la producción del país. Aunque Pemex ya ha utilizado técnicas de EOR, paralizó los planes para Cantarell durante el proceso de diseño y aprobación de la Reforma Energética, pero podría recuperarse una vez finalice la Ronda Uno.
Argentina, que aprobó en el cuarto trimestre de 2014 su nueva Ley de Hidrocaburos, no sólo está poniendo los esfuerzos en el desarrollo de los recursos no convencionales de Vaca Muerta. De hecho, el contrato firmado con Chevron, por un total de 1.500 millones de dólares, incluye un conjunto de iniciativas para el uso de técnicas de EOR. Y, tanto YPF como PAE siguen trabajando en el campo de San Jorge, considerado de los mayores del país.
Uno de los países que ve un mayor potencial en las técnicas de recuperación mejorada es Colombia. Ni Ecopetrol ni las compañías con contratos en el país han realizado ningún descubrimiento de hidrocarburos destacable en los últimos años. Aunque el país quiere atraer la inversión hacia su potencial –aún por probar- en recursos offshore y no convencionales, si quiere mantener el nivel de producción en el millón de barriles diarios, tendrá que apostar por la recuperación terciaria.
Entre los planes de Ecopetrol se encuentra invertir hasta 75.000 millones de dólares en el periodo 2013-2020 en técnicas de EOR en las cuencas de Llanos y Magdalena. Y conseguir que en los 280 campos en los que pretende poner a prueba distintas tecnologías se produzcan entre 840.000 y 870.000 barriles diarios dentro de cinco años.
Sin embargo, la aplicación de técnicas de EOR sufrieron un duro revés en el verano de 2014, cuando Ecopetrol y Pacific Rubiales –el mayor operador privado en el país- decidieron suspender el proyecto STAR, que pretendía aplicarse en la recuperación de crudo pesado en el campo de Quifa SW.
Poco después de la cancelación de este proyecto, Ecopetrol y Occidental Petroleum lanzaron un proyecto de EOR en el campo de crudo pesado Teca-Cocorná, con el que, a través de la inyección de vapor, esperan lograr que las tasas de recuperación alcancen hasta el 60 por ciento.
En Ecuador, varias empresas como Schlumberger –líder del sector con una facturación en América Latina de 7.700 millones de dólares-, Sertecpet, Tecpetrol o Canacol Energy ya están utilizando técnicas de recuperación mejorada en los campos de Sushufindi y Libertador.
Ecopetrol invertirá 75.000 millones en técnicas de eor hasta 2020 en dos de las cuencas colombianas
Las petroleras anteriores fueron algunas de las firmas –junto a Halliburton, Sincopec, YPF, KKR o Sinopec- que participaron en las diez ofertas de licitación para 17 campos maduros que Petroamazonas realizó a principios de 2014. La compañía estatal ecuatoriana sigue haciendo esfuerzos por atraer inversiones hacia sus campos maduros.
El último acuerdo firmado, con Belorusneft, se centrará precisamente en la aplicación de técnicas de recuperación mejorada en varios bloques de la selva ecuatoriana.
Los grandes productores de Latinoamérica
Para Venezuela, cuyo crudo es mayoritariamente pesado, las técnicas de EOR cobran especial relevancia. Según declara la propia compañía estatal, Pdvsa, “durante los años de inicio de la industria petrolera, debido a los escasos conocimientos que se tenían del subsuelo, se extraía petróleo sin control hasta llegar a agotar los mecanismos de producción primaria por flujo natural y por levantamiento artificial. Luego eran abandonados los pozos y el campo petrolero”.
Sin embargo, la aplicación de técnicas de recuperación mejorada, en especial la inyección de calor con agua caliente, ha hecho posible un “sustancioso aumento de la recuperación”.
De hecho, las reservas de Venezuela han pasado de los 211.170 millones de barriles en el año 2010 a los 298.350 millones de barriles de este año, según datos de la EIA.
Venezuela fue uno de los países pioneros en la utilización de técnicas de inyección de vapor y gas para la recuperación mejorada de petróleo en el área del lago de Maracaibo. Y, ahora, la petrolera estatal venezolana está a punto de cerrar el acuerdo para que Ancap –la estatal uruguaya- y Venro comiencen a explotar nuevos campos maduros. El acuerdo está a falta de que en la alianza entrara una petrolera privada –en este caso sería Venno.
El acuerdo posibilitará que se reanuden los trabajos de extracción en un área con cientos de pozos con capacidad para producir entre 2.000 y 3.000 barriles diarios. Sin embargo, las petroleras pretenden triplicar o cuadriplicar esta capacidad de producción gracias a la utilización de técnicas de EOR.
Brasil, por su parte, se ha centrado en el desarrollo de los recursos offshore del Presal. Sin embargo, la evolución esperada para la producción petrolera del país se ha visto afectada por la disminución en los campos maduros.
En el campo Marlin, por ejemplo, la producción de petróleo ha descendido desde los casi 60.000 barriles diario del año 2002 a menos de 20.000 barriles. Y lo mismo ha ocurrido en la producción de gas, que ha caído más de un 66 por ciento desde el máximo que se alcanzó en 2002.
A pesar del potencial y los nuevos descubrimientos de hidrocarburos en el Presal, en 2014, Petrobras firmó un contrato con la firma de servicios de análisis SAS para implementar modelos estadísticos y de análisis de datos con el objetivo de “maximizar la ubicación de pozos y extender la vida de los campos maduros para mejorar la rentabilidad de la compañía en proyectos como la producción en tierra firme”, indican desde SAS.
Tanto Halliburton como la división de Oil and Gas de General Electric han establecidos centros tecnológicos en Río de Janeiro para mejorar las tecnologías de recuperación mejorada, viendo las posibilidades de desarrollo en este área.
Fuera de Latinoamérica, los países están haciendo también grandes esfuerzos por alargar la vida de los campos maduros. Desde Rusia hasta Oriente Medio, las compañías están aplicando técnicas para mejorar los factores de recuperación. Bakken, en Estados Unidos, es uno de los campos en los que se están poniendo a prueba distintas técnicas de recuperación mejorada y de fracturación hidráulica.
Retos y oportunidades
La producción total de petróleo en el mundo mediante técnicas de EOR se ha mantenido relativamente estable en los últimos años en niveles por encima de los tres millones de barriles de petróleo al día. De ellos, casi dos millones de barriles se producen con métodos térmicos que, junto a los procesos de inyección de gas y los procesos químicos y físicos, conforman la oferta global de técnicas de recuperación mejorada (ver gráfico 3).
La combinación de técnicas de recuperación mejorada con otras técnicas de perforación, como el fracking o la perforación horizontal, han dado una nueva perspectiva a campos que habían sido descartados por su bajo rendimiento. Tanto la perforación horizontal como elfracking han permitido el acceso a formaciones rocosas dentro de campos maduros que, junto a las distintas técnicas de EOR, han hecho que las compañías vuelvan a prestarles la atención.
Si bien los métodos térmicos siguen siendo los más utilizados para reducir la viscosidad del petróleo, los procesos de inyección de gas y los químicos y físicos han ido ganando terreno.
Por ejemplo, la inyección de CO2 en las cuencas de Uinta y Powder River aumentó un 23 por ciento entre los años 2010 y 2013, según los datos de la EIA. Sin embargo el desarrollo de las técnicas que usan dióxido de carbono dependerá, como la de cualquier nueva tecnología, del precio del barril.
Según la EIA, el uso de técnicas de EOR de CO2 incrementa el coste del barril entre 20 y 30 dólares. Así, en un escenario de precios bajos como el actual la Administración de Energía de Estados Unidos considera que la producción con esta técnica no superará los 480.000 barriles al día en el año 2040.
De recuperarse la cotización del WTI a 100 dólares, la EIA pronostica que el 10 por ciento de la producción de Estados Unidos se podría lograr gracias a estas técnicas.
El coste es el principal desafío al que se enfrentan las técnicas de recuperación mejorada, pero no es el único. La industria, con las principales petroleras internacionales entrando con fuerza en esta actividad, debe superar desde preocupaciones medioambientales hasta la reducción de los gastos de capital que realizarán las empresas del sector debido a los bajos precios del petróleo; y con ello, tener que hacer frente a otras actividades para captar recursos para el desarrollo de investigación y desarrollo.
En el lado opuesto, las tensiones geopolíticas pueden resultar un estímulo para su desarrollo. El objetivo de reducir la dependencia energética del exterior de algunos de los principales países productores llevará a que las petroleras estatales apuesten por poder sacar el máximo partido y alargar la vida útil de sus campos petroleros.
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