5.2 Hash SDR Encoder
5.2.5 Analysis
Fuente: Elaboración propia en base a datos del SIEE/OLADE y SE
No obstante su relevancia y utilidad para el análisis, este indicador cuenta con numerosas críticas que podrían debilitar las conclusiones extruidas del mismo, puesto que muestra que la
producción corriente puede ser sostenida por “x” cantidad de años, pero realizando un análisis
en términos estáticos. Este aspecto puede constituir un aliciente a buscar formas alternativas de medirla vida de las reservas en una región.
De acuerdo a Laherrere (1995) todos los pozos petroleros (y gasíferos) declinan durante la segunda mitad de su vida útil, por lo que la producción corriente solamente se puede sostener si nuevos descubrimientos acompañan la producción. De esta forma, de acuerdo al autor es evidente que un indicador en declinación es característico de los primeros estadios de la producción, mientras que un indicador relativamente estable correspondería a un yacimiento en declinación.
Dado que indefectiblemente todos los yacimientos tienen un máximo de producción a partir del cual comienzan a declinar (sin inversiones en extensión de las reservas, recuperación primaria o secundaria) el horizonte de vida de un yacimiento en declinación debería ser calculado de forma tal que dicha declinación se tenga en cuenta. Por otro lado, bajo el supuesto de que existe una producción mínima a partir de la cual se abandona el yacimiento, usualmente dicho abandono se realiza cuando la producción cae al 2% de la producción pico, la vida de un yacimiento en declinación debería ser calculada como:
1
Mientras que las reservas al comienzo de la declinación del yacimiento, suponiendo una tasa de declinación constante, son iguales a:
0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 0.00 100.00 200.00 300.00 400.00 500.00 600.00 700.00 800.00 900.00 1970 1972 1974 1976 1978 1980 1982 1984 1986 1988 1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 Años m3 Años
Donde:
: Producción al momento de abandono
: Producción máxima
: Años luego del pico de producción (horizonte de reservas)
: Porcentaje de declinación anual
: reservas al inicio de la declinación
Para el caso particular de Argentina, la aplicación de este ejercicio arroja resultados
desalentadores. De acuerdo a los datos del SIEE/OLADE el peak de petróleo en Argentina se
alcanzó en el año 1998 (49,19 Mm3) cuando las reservas fueron de 437,77 Mm3, sobre esta base
los cálculos del factor tomando en consideración una tasa de declinación constante anual del 10% a partir de dicho año, arrojan un resultado de 15 años luego del pico de producción
(horizonte de reservas) a partir de dicho peak, lo que implica que las reservas, sin nuevas
inversiones en exploración y recuperación, se extinguirán hacia el año 2013. En cambio, para el
caso del gas natural, cuya producción se observa en el gráf.3.10 como creciente, el peak se
alcanzó en el año 2006 (51,813 MMm3), con unas reservas probadas en dicho año iguales a
446,16 MMm3 (las que sin embargo se encuentran en declinación constante desde el año 2000),
el resultado del ejercicio del cálculo arroja como resultado que a vida después del pico máximo de producción será de 14 años, con lo cual las reservas de gas natural se extinguirían en el país
para el año 202089. No obstante, es necesario remarcar que se trata solo de un ejercicio de
estimación y que los resultados obtenidos pueden variar de acuerdo a los supuestos de análisis utilizados, y particularmente en función de la información de reservas utilizada (la cual es información privada y proviene de informes de las empresas) y los niveles de producción anuales.
Tal como se ha observado, el horizonte de vida de las reservas, relaciona la magnitud de las reservas de cada recurso con su nivel de producción. En este tipo de análisis, se funden aspectos de carácter técnico y económico que son los que en última instancia dan como resultado el ritmo de explotación del recurso y la variación en el nivel de reservas.
La magnitud de reservas depende en forma directa de la actividad exploratoria llevada a cabo. Dicha actividad depende de las condiciones técnicas, las condiciones geológicas del área y los factores económicos que impulsan o no a la actividad. La actividad exploratoria entonces tiene como objetivo principal detectar la acumulación de recursos hidrocarburíferos en un determinado yacimiento, identificándolos por su grado de certidumbre (conocimiento geológico y geofísico acerca de la existencia de calidad y magnitud de los depósitos) factibilidad económica de recuperación y finalmente descubrir los hidrocarburos que se encuentren en
89 Estimaciones realizadas sobre la base de las reservas probadas informadas por la Secretaria de Energía de la
condiciones técnico económicas de ser explotadas. En este sentido, la economía de la exploración es la rama de la economía de la energía especializada en analizar el problema de la asignación de medios entre los requerimientos de hidrocarburos de una región o país y la escasez de ese energético (IDEE/FB, 2006a).
Así, sobre la base de la conjunción de determinados elementos se clasifican los recursos existentes en una determinada región, apoyados sobre diferente información relevada. Los dos principales parámetros utilizados para dicha clasificación son:
9 El Grado de Certidumbre. Estos parámetros se corresponden en general con conocimiento de origen geológico-geofísico acerca de la existencia, calidad y magnitud de los recursos.
9 Grado de Factibilidad Económica. Se corresponden con una valuación económica de los recursos.
En base al primer grupo de parámetros, se clasifican los recursos en: Recursos
Descubiertos y Recursos no Descubiertos.Dentro de la categoría de Recursos Descubiertos, y en base a las variables económicas, puede clasificarse en:
¾ Económicos
¾ Marginales
¾ Sub-económicos
¾ No Económicos
Estos aspectos fueron analizados por Mac Kelvey en 1964, desarrollando la matriz de Mc Kelvey en la cual se clasifican los recursos de hidrocarburos en función de la factibilidad económica (variaciones en las filas) y la certidumbre (variación en las columnas). Dicha matriz
se reproduce a continuación, en el cuadro 3.5
Cuadro 3.5: Matriz de clasificación de hidrocarburos de Mc Kelvey.
PRODUCCIÓN ．．．．．．．．．． ACUMULADA ．．．．．．．．． Descubiertos No descubiertos
Comprobadas o Probadas No comprobadas Potenciales
Desarrollados No desarrollados Probables Posibles
Económicos RESERVAS FACTIBILIDAD ECONÓMICA Marginales RECURSOS Sub‐ económicos No económicos NO RECURSOS Certidumbre en la estimación Certidumbre de existencia CERTIDUMBRE RIESGO
De esta matriz surge un conjunto de información altamente relevante para el análisis
económico de la situación del upstream. En primer lugar, aquellos conceptos que aparecen bajo
la categoría de No Recurso no serán extraídos por no ser considerados recursos económicos. En
lo que respecta a las Reservas, son una sub-categoría de los recursos, que varían según las
variables económicas tales como costo de producción, precio del recurso y/o según la cantidad de pozos. El concepto de reservas, al igual que el de recursos últimos, es dinámico y se clasifican en:
• Reservas Posibles: volumen de hidrocarburos estimado que puede ser encontrado en las
regiones no perforadas de la cuenca sedimentaria.
• Reservas Probables: volumen de reservas estimado en función de la ubicación de los
fluidos “in situ” en el yacimiento.
• Reservas Comprobadas: cantidad de hidrocarburos que se estima puede ser recuperable
del volumen in situ a partir de las técnicas vigentes.
Para realizar la estimación de las reservas y los recursos últimos, es necesario contar con información histórica, y geológica; pues los recursos últimos están constituidos por la suma de las Reservas Originales (información histórica), Reservas Terciarias y Cuaternarias (información geológica), Recursos Hipotéticos y Recursos Especulativos (resultados de investigación). Por estos motivos, se requiere realizar una investigación, la cual consta de dos
etapas: exploración del área para determinar la existencia del recurso, y cálculo de las reservas
que puede contener cada yacimiento.
La primer etapa de la investigación, la exploración, es especialmente relevante cuando no
existe información sobre la presencia del recurso en el país, o aún cuando se presupone que en determinadas áreas puede existir el mismo. La etapa exploratoria, está compuesta por diferentes estudios que de obtenerse resultados satisfactorios, finalizan en la perforación de pozos con fines exploratorios.
Dado que lo que determina la posibilidad de existencia de petróleo son las características geológicas de las cuencas sedimentarias, existen un conjunto de métodos diferentes que permiten estudiar la estructura de las mismas. Los métodos que pueden utilizarse se dividen en métodos directos e indirectos. Los primeros dan una primera aproximación, permitiendo delimitar estructuras y ubicar sobre las mismas los posibles pozos exploratorios. La implementación de métodos de observación indirectos, por su parte, permite definir la estructura oculta en el subsuelo, son los que se conocen bajo el nombre de geofísica. Dentro de ésta se encuentra la Gravimetría, Magnetometría, Sismografía y Geoquímica. Finalmente, la información obtenida de todos los estudios previamente enunciados, permite ubicar las zonas, dentro de una determinada cuenca, con mayor posibilidad de ser perforada para encontrar
petróleo. La perforación es entonces la actividad que permite finalmente confirmar la presencia de hidrocarburos.
Dado que la exploración es una actividad de alto riesgo minero e importantes costos hundidos en caso de no obtener resultados satisfactorios, es importante tener en cuenta cuál es la participación aproximada que cada uno de los métodos enunciados tiene en el costo total de exploración. De acuerdo a IDEE/FB (2006a) los métodos de observación participan en menor porcentaje en los costos totales de exploración, representando el 30% (dentro de este concepto, la mayor participación la tiene la inversión en métodos geofísicos sísmicos, representando el 93% de ese 30%). La partida más importante se destina a la perforación de pozos (que es la que en última instancia permite verificar a existencia de petróleo). El 70% de los costos de exploración que pertenecen a la perforación de pozos, se reparten entre la inversión en infraestructura general y la perforación propiamente dicha.
La segunda etapa de la investigación es la que corresponde al cálculo de reservas. Una
vez determinada la existencia de petróleo, es necesario obtener información sobre la magnitud de los recursos con los que cuenta el país, para lo cual se implementan diferentes
metodologías90.
Tal como se mencionó anteriormente, la actividad exploratoria es vital para la extensión de las reservas, dado que es por medio de ellas que se obtiene información respecto a la existencia o no de reservas, las cuales pueden ser económicas o no serlo. Desde el punto de vista económico la relevancia de esta actividad se encuentra dada por el alto grado de riesgo de la inversión, dado el contexto de incertidumbre en el cual se lleva a cabo.
En lo que respecta al descubrimiento de reservas en Argentina, de acuerdo a Zilli et al
(2005) entre 1960 y 1980 se incorporó el 45% de las reservas totales encontradas en el país, siendo este, el período en el cual se descubrieron los campos de mayor tamaño. Según los autores, la incorporación de reservas durante estos años requirió de un importante esfuerzo exploratorio: 4.931 pozos exploratorios y 3.205 pozos de avanzada. A los efectos de
90 El método volumétrico permite realizar una estimación a priori, sin información previa. Si bien es posible estimar
el volumen de petróleo del yacimiento con anterioridad, corriendo el riesgo de sobreestimar el mismo por dos motivos. En primer lugar, al utilizar como estimador solamente la porosidad, puede contabilizarse petróleo donde no lo hay; en segundo lugar, este método no permite diferenciar el petróleo del gas natural. Una vez que se inicio la producción del yacimiento, es posible aplicar un método de estimación de reservas más exacto, el Balance de Materiales90. Este método permite definir las características totales del volumen del reservorio efectivamente conectado y activado a partir de los pozos productivos. Finalmente, para todos aquellos yacimientos cuyos pozos productivos tienen determinado tiempo en actividad, es necesario realizar una estimación del estado actual de los mismos, debido a la productividad de los pozos decrece con los años. Para una estimación aproximada de la producción que se puede obtener de un pozo en un año, existe una herramienta desarrollada que es la curva de declinación de la producción por pozo. Para más información se recomienda ver IDEE/FB (2006a)
dimensionar los descubrimientos, el 39% y el 28% de los pozos se realizaron en las cuencas Neuquina y del Golfo de San Jorge respectivamente.
Es interesante remarcar que de acuerdo a los datos provistos por la Secretaría de Energía e IHS Energy, se calcula que solamente el 3,5 % de los pozos realizados en el período 1907- 2004 tuvieron lugar en cuencas no productivas. Los geólogos arguyen que la disminución de los esfuerzos exploratorios durante las últimas dos décadas es un fenómeno que se evidencia a nivel mundial y se explicarían por los siguientes factores: madurez exploratoria de las cuencas, aparición de la tecnología sísmica de 3D (la cual hace más eficiente el proceso exploratorio), cambios en el régimen legal del negocio petrolero, incertidumbre institucional, política y económica que genera efectos adversos sobre los incentivos a los agentes, principalmente en los países en desarrollo.
El gráf. 3.11 permite observar la tendencia seguida por los pozos de gas natural y petróleo perforados con fines exploratorios en el período 1980-2007. Según los datos proporcionados por la secretaría de energía, el promedio de pozos exploratorios para el período mencionado es de 42, siendo muy disímil la situación entre el caso del petróleo y del gas natural, ya que este último presenta históricamente valores muy inferiores (en el año 2002 en el cual no se perforó ningún pozo de GN con estos fines). Por otro lado, es interesante resaltar que mientras en los últimos tres años la perforación de pozos petroleros cayó en un 40%, la situación en el gas natural parece haber mejorado, ya que se pasó de 10 a 18 pozos con dichos fines.