Aníbal Martínez: Es improcedente el uso de un factor de recobro impropio...

Por Venezuela Real - 21 de Noviembre, 2006, 19:21, Categoría: Petróleo/Energía

FRENTE PRODEFENSA DEL PETRÓLEO
Frente Nacional ProDefensa del Petróleo Venezolano

Declaraciones de Aníbal R Martínez
presidente del Frente

Es improcedente el uso de un factor de recobro impropio en la cuantificación de las reservas y los recursos de petróleo

• Las cantidades de petróleo-originalmente-en-el-sitio son las mejores estimaciones, conforme al conocimiento técnico de los yacimientos del subsuelo

• La certificación del volumen de las reservas y los recursos es la opinión profesional que afirma la exactitud y certeza de la cuantificación


Existe una gran confusión en el uso de los términos cuantificación y certificación.  Recientemente, se han aplicado con inusitada frecuencia a La Faja, el campo Faja del Orinoco.

Cuantificación es la estimación de las cantidades de reservas y recursos de petróleo en los yacimientos del subsuelo.  Por cuanto existe un grado de incertidumbre inherente, el proceso  tiene que ser eminentemente técnico y requiere un trabajo preciso, cuidadoso y transparente, ya que siempre se realiza en un ambiente de incertidumbre variable.  El volumen del petróleo-originalmente-en-el-sitio es la mejor estimación posible y razonable, conforme al conocimiento que en ese momento se tenga de los reservorios.   El factor de recobro tiene que usarse con propiedad científica.
 
La certificación de la magnitud de las reservas y los recursos es la opinión profesional que afirma la exactitud y certeza de la cuantificación.  Por su naturaleza, la certificación está íntimamente ligada a valores profesionales y personales inmutables, como son la integridad, la honestidad, la objetividad  y la imparcialidad, así como el conocimiento técnico especializado respeto a las normas de competencia.

Historia corta de La Faja

La acumulación de petróleo en el tercio sur de la cuenca sedimentaria de Maturín, inmediatamente al norte del río Orinoco, que llamamos familiarmente La Faja, fue descubierta en 1938.  La denominación precisa es CAMPO FAJA DEL ORINOCO, pues se trata de un depósito ininterrumpido, con una línea única envolvente de todos los yacimientos en el subsuelo. 

La Faja mide  460 kilómetros de este a oeste  y hasta 40 kilómetros de norte a sur.  El campo tiene seis áreas principales de producción, definidas en base a los  volúmenes de hidrocarburos en el sitio y a la productividad, en las cuales está concentrado el 80% del petróleo-inicialmente-en-el sitio.  El área principal de producción Cerro Negro se ubica en el extremo este del depósito.  La superficie del campo es 13 600 kilómetros cuadrados.

La dimensión extraordinaria de La Faja ha producido debates, apreciaciones diversas, más dudas y recelos al comienzo de su desarrollo, que  satisfacción plena.  El trabajo clásico que la lanzó al mundo, de 1967, es el estudio preliminar de sus reservas y recursos, por los geólogos José Antonio Galavís y Hugo Velarde.  El fuerte debate que se suscitó de inmediato, terminó en 1982, cuando quedó claro que se trataba de una realidad para el futuro, si se resolvían los problemas de la explotación y utilización, en base a ser un reto inmenso de investigación y  grandeza por ganar.

El mes de abril del año 1971, el Ministerio de Minas e Hidrocarburos decidió cambiar el nombre que se usaba, faja bituminosa, al de Faja Petrolífera del Orinoco, de manera que referirse hoy a “faja bituminosa” es un retroceso de 35 años.  El reconocimiento en grande del campo comenzó con el trabajo conjunto del Ministerio y la compañía estatal Corporación Venezolana del Petróleo.

A Petróleos de Venezuela se le asignó el año 1977 la tarea de la evaluación de la Faja.  Se dibujó un área aleatoria de 55 314 kilómetros cuadrados, la cual fue repartida entre las cuatro filiales operadoras, Lagoven, Meneven, Maraven y Corpoven.   El esfuerzo, que se cumplió en siete años,  acumuló 2500 años/hombre.  En total, entre otras cosas, se terminaron 662 pozos, se tomaron 5  millones de metros de registros de pozos, se hicieron 373 análisis de petróleo crudo, 129 de gas natural y 206 de agua connata, se levantaron 120 000 km de líneas sísmicas y se cortaron más de 3200 metros de núcleos de los mantos perlíferos.  La cifra de petróleo-inicialmente-en-el sitio,  anunciada el 1ro de marzo de 1984, fue 187,8 millardos de metros cúbicos .

La revista especializada que se publica en Londres Journal of petroleum geology dedicó a La Faja su primer número temático  (Vol 10, No 2, 1987).  El ensayo introductorio sirvió de “presentación” al campo Faja del Orinoco, convirtiéndose desde entonces en una referencia técnica obligada.  La magnitud medida por Petróleos fue la base para mostrar mi estimación de los volúmenes correspondientes a cada clase de hidrocarburos y de las reservas y los recursos, por área principal de producción .

El Ministerio de Energía y Petróleo el año 2005 reinstituyó sin el menor cambio el área de evaluación, marcada fortuitamente 30 años atrás en el año 1977 para PDVSA.   Los segmentos  idénticos entregados a las filiales Lagoven, Meneven, Maraven y Corpoven fueron renombrados Carabobo, Ayacucho, Junín y Boyacá.  Dentro del área se marcaron 27 bloques con una superficie total  de  18 220 kilómetros cuadrados, pues la forma del contorno correlaciona bien con el de las áreas principales de producción.  Es un error referirse a cada segmento con el apelativo “campo” (“campo” Carabobo).  El área principal de producción Cerro Negro contiene los bloques Carabobo 1 a 4 y Ayacucho 6 y 7, así como las áreas operativas de la asociación estratégica Cerro Negro y de Bitor, para la producción del bitumen natural para orimulsión. 

Reservas y recursos

En el campo Faja del Orinoco no queda petróleo por descubrir.  La cantidad de petróleo descubierto, comprobado, a recuperar de los yacimientos del subsuelo, que son las reservas, se subdividen en probadas, probables o posibles, conforme al uso generalmente aceptado - propuesto por el Consejo Mundial del Petróleo, la Sociedad de Ingenieros de Petróleo, la Asociación Norteamericana de Geólogos Petroleros, la Sociedad de Ingenieros Evaluadores de Reservas y las Naciones Unidas.  También es el de las normas del Ministerio de Energía y Petróleo,  desde la reglamentación de la relación obligatoria anual de reservas y recursos que le someten las operadoras.

Las reservas probadas es la cantidad de petróleo, en yacimientos conocidos del subsuelo, que el análisis de la información geológica y de ingeniería permite estimar con certeza razonable será comercialmente recuperable, a partir de cierta fecha, bajo las condiciones económicas del momento.  Por otra parte, son recursos contingentes la cantidad de petróleo que, de una cierta fecha en adelante, puede estimarse será eventualmente recuperada desde yacimientos descubiertos, pero que por el momento no se consideran comerciales, o no existen programas específicos en marcha o instalaciones físicas para su producción en el futuro inmediato.

La cifra de Petróleos de Venezuela del petróleo inicial en el sitio para el segmento Carabobo (Planes estratégicos, 2005) es de unos 40 millardos de metros cúbicos, comparable a la suma del petróleo crudo extrapesado-inicialmente-en-el-sitio más el bitumen natural-inicialmente-en-el-sitio en mis publicaciones sobre el campo Faja del Orinoco, La Faja  (2000), La Faja del Orinoco (2004) y Las reservas y los recursos del campo Faja del Orinoco (2006).
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Cuantificación y certificación

Como expresé antes, en el uso de los términos cuantificación y certificación existe una tremenda confusión, la cual se alimenta en la incomprensión, la imprecisión, los abusos intencionados, el interés, la impropiedad o simplemente la ignorancia.

La cuantificación de reservas y recursos de petróleo es la determinación del mejor estimado de volúmenes en el subsuelo por medio de una metodología reconocida, técnica, profesional e idónea, objetiva, precisa, del uso generalizado en la industria, conformada a normas claras. 

La cuantificación se realiza en base a factores numéricos que se van afinando y concretando con el desarrollo de las operaciones propias de la industria petrolera.   Específicamente, la determinación de campo utiliza factores bien definidos, que son 1)  la superficie del yacimiento, 2) el espesor de los mantos hidrocarburíferos, 3) la porosidad, o sea la capacidad de almacenamiento de las rocas, 4) la saturación de petróleo en los mantos, 5) la merma que sufre el volumen de petróleo en el subsuelo respecto al que tiene en la superficie a una presión y temperatura diferente, y  6) el factor de extracción.
Para obtener la cuantía de petróleo-inicialmente-en-el sitio, designado frecuentemente POES, se multiplican el área, el espesor, la porosidad y la saturación de petróleo expresadas en una fracción de 0 a 1, y el porcentaje de la merma.  Si la superficie y el espesor se expresan en metros (cuadrados o lineales), la magnitud del volumen viene expresada en metros cúbicos.  Al multiplicar esta cantidad por el factor de recobro, se obtiene las reservas o recursos. 

La certificación del volumen de las reservas y los recursos es la opinión profesional que afirma la exactitud y certeza de la cuantificación.   Así, la certificación es un proceso mucho más  complejo que una auditoría, en la cual en el caso de la industria petrolera sólo se da la opinión profesional que afirma la razonabilidad de la cuantificación de volúmenes estimados como reservas o recursos de petróleo .
La certificación de los evaluadores es una estupenda iniciativa internacional en marcha, del más alto nivel.  La propuesta inicial  de la estructura administrativa fue hecha en octubre del 2004.  Un año más tarde se enfocó hacia el entrenamiento de los evaluadores, habiéndose ofrecido el primer curso en setiembre 2005.  El Comité Ejecutivo Conjunto para el Entrenamiento de los Evaluadores de Reservas se constituyó en julio del año en curso, con el patrocinio de la Sociedad de Ingenieros de Petróleo, el Consejo Mundial del Petróleo, la Asociación Norteamericana de Geólogos Petroleros y la Sociedad de Ingenieros de Petróleo.  Preside el Comité el Sr  Ron Harrell, anterior presidente y principal funcionario de la reconocida certificadora  Ryder Scott, de Estados Unidos.  Una compañía filial opera en Canadá. 

El caso Carabobo
Petróleos de Venezuela asignó directamente a Petrobrás cuantificar y certificar el petróleo en el sitio del bloque Carabobo 1,  área principal de producción Cerro Negro,  campo Faja del Orinoco, el 29 de setiembre de 2005. 

El Ministerio de Energía y Petróleo emitió una declaración el  13 de noviembre del año en curso que las reservas probadas de Venezuela se incrementaron esa fecha en 1,2 millardos de metros cúbicos, o sea, a 13,9 millardos de metros cúbicos, resultado de la aplicación al volumen certificado de 7,2 de petróleo-originalmente-en-el-sitio en el bloque Carabobo 1,  de la recuperación del 20%.  (Nota.  O el factor de recobro usado es 16,7%, o hay un error en la operación aritmética de 0,2 millardos de metros cúbicos). 

La recuperación secundaria comenzó en el país el año 1932.  El número de proyectos activos llegó a 300, para producir el 40% del total nacional, con un factor de recobro promedio del 30%, pues incluía una cantidad muy significativa de yacimientos de petróleo crudo de peso específico liviano y mediano.  (La producción de petróleo crudo pesado y extrapesado aumentó de 36% del total el año 1994 a 46% el 2003). 

El factor de recobro que se usó en La Faja los años 80 del siglo 20 fue 4,3%, que se ha incrementado a 8,5% en base a la experiencia de la explotación de las asociaciones estratégicas y las mejoras tecnológicas.  La operación de mejoramiento del petróleo crudo del campo se hace en las instalaciones de Jóse;  la investigación de la inyección de aire o de aditivos de peso molecular bajo para disminuir la viscosidad  en el sitio, son todavía sólo interesantes proyectos de investigación.
   
La clasificación de reservas probadas no es aplicable en el  bloque Carabobo 1 del campo Faja del Orinoco, en base a ninguno de los seis casos descritos en el manual normativo del Ministerio de Energía y Petróleo, inclusos el Caso 4 y el Caso 5, que se refieren a los volúmenes adicionales producibles de yacimientos sometidos a proyectos comerciales de recuperación secundaria. 

20 de noviembre de 2006





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