En nuestra primera entrega con este título abordamos las distorsiones de la realidad petrolera venezolana que se generan por la confusión, intencionada o no, entre recursos contingentes y reservas probadas.

Ahora nos corresponde alcanzar otro escalón en el intento de poner los pies sobre la tierra, al analizar otro concepto operativo de la industria petrolera: las “reservas probadas desarrolladas”, denominación que alude a los yacimientos petroleros con equipos de producción instalados (pozos productores, oleoductos, estaciones de bombeo) conectados a puertos y refinerías. Vale decir que se trata de la base de la producción inmediata y de mediano plazo.

La siguiente gráfi ca de PDVSA nos introduce de lleno en la discusión que hemos venido planteando, al mostrarnos cómo solamente el 4% de las “reservas probadas” certificadas son efectivamente “desarrolladas”.

En nuestra opinión, mera hipótesis sujeta a la crítica y a las precisiones de los especialistas en yacimientos y producción petrolera, mientras no sean “desarrolladas”, esas reservas probadas se acercan más a la categoría de recursos yacentes, inmovilizadas en el corto y mediano plazo.

Este es el resultado de la voluntad de “certifi car” reservas por el simple incremento del factor de recobro, para presentarnos ante el mundo como una potencia, pero al costo de ser sujeto de las evaluaciones negativas como las de nuestro ya citado Steve Hanke.¹

En este material, el autor esgrime, con toda la mala intención del mundo –que no por ignorancia–, la comparación de los siglos de duración de las reservas probadas reportadas por PDVSA con los 8,2 años de las reservas activas de Exxon, sabiendo que se trata de cosas totalmente diferentes. Es necesario desmontar esa mistificación para poder tener una visión certera de la realidad de nuestros yacimientos.

Las reservas activas de Exxon son aquellas sobre las cuales esa corporación ha obtenido concesiones o licencias y ha realizado una inversión que debe “agotar”, vale decir, depreciar, en un plazo determinado. Ese gasto de capital debe generar un flujo de caja tal que su tasa interna de retorno garantice una maximización de los beneficios esperados. Desde luego, para que ese agotamiento sea “eficiente”, el plazo no puede ser de 300 años.

Las reservas o recursos contingentes de PDVSA, en realidad, son un patrimonio de la Nación venezolana. Y Nación es un concepto eterno en sí mismo, en tanto que se refiere a todos los venezolanos vivos y por nacer en los próximos años y siglos. En consecuencia, además de ser una imposibilidad física por su magnitud volumétrica, es también irracional, desde el punto de vista de la optimización del uso del recurso, el pretender liquidarlo aceleradamente. Amén de la inconsciencia intergeneracional que implicaría una voluntad de apropiación inmediata. Las que sí son comparables con las reservas de Exxon, son las resevas probadas desarrolladas. Según las estadísticas de PDVSA, para 2015 esas reservas eran de 12.931 millones de barriles, las cuales, con una producción de 1.000 millones en ese mismo año, se “agotarían” en 13 años, cifra que entraría dentro del rango que Hanke considera “adecuado”. Esas son las reservas donde existe una inversión de capital, unos equipos e instalaciones que deben depreciarse y sobre cuya utilización y agotamiento la Nación debe percibir una razonable compensación. Son ellas las que soportan la industria petrolera venezolana actual, razón por la cual es en el análisis de sus circunstancias donde debemos centrar las consideraciones sobre proyectos, diagnósticos y pronósticos. Veamos:

Partiendo de las estadísticas disponibles, de 2011, reproducidas en el cuadro anterior, podemos decir que en Venezuela se han perforado hasta hoy, desde principios del siglo XX, más de 50.000 pozos petroleros, de los cuales todavía quedan unos 36.000 en capacidad de producir, pero que laproducción fluye por menos de la mitad de ellos. Los más de 17.000 pozos “cerrados reactivables” según la clasificación de PDVSA podrían ser objeto de un programa de recuperación secundaria intensiva cuya factibilidad deberá ser evaluada a la luz de las circunstancias económicas actuales, pero que podrían ser la fuente de cantidades adicionales de crudos livianos, medianos y pesados, que nos permitirían sostener niveles de producción considerables en los próximos años, aunque no sean los soñados 6 millones de barriles diarios.

Aquí hay que hacer la acotación de que, después de casi 100 años de producción petrolera, nuestros yacimientos convencionales se encuentran enfrentados a una declinación promedio del 25% anual, razón por la cual las actividades de recuperación secundaria, vale decir, nuevas perforaciones, inyección alterna de vapor, reacondicionamiento, recompletación y otros métodos de mantenimiento, son indispensables para mantener el nivel del potencial productivo de los mismos.

La gráfica de PDVSA que recoge la historia de esas actividades en años recientes recuerda al mito de Sísifo, pues cada año hay que remontar la cuesta de esa declinación y el resultado es sólo de una contención parcial: En efecto, se puede observar cómo las actividades de recuperación secundaria contienen la tendencia a la declinación acelerada, pero no impiden el curso general: partiendo del máximo potencial en esos años, el del 2009, que registra un nivel de 3 millones 799 mil barriles diarios, vemos como en 2013 esa cifra se reduce a 3 millones 328 mil barriles diarios. Esa caída del potencial ha sido la determinante de la consecuente declinación de la producción registrada hasta el presente.

Ahora bien, hay que tomar en cuenta que las actividades de recuperación secundaria ya referidas se efectúan sobre los yacimientos activos actualmente, y que existe una considerable cantidad de los mismos cerrados y con pozos reactivables.

Nuestra posición, producto de consultas con operadores de estos campos, es la de que las actividades de recuperación secundaria mejorada deben intensifi carse en todas las áreas convencionales, al mismo tiempo que se reevalúan las operaciones en la Faja del Orinoco vinculadas a la instalación de nuevos mejoradores.

Este último tipo de desarrollo se encuentra enfrentado a una negativa perspectiva de precios en el mediano plazo, la cual ha obligado a la industria petrolera internacional, en los pasados tres años, a una reducción casi billonaria de los gastos de capital en emprendimientos de costos similares, tales como las arenas bituminosas de Canadá, Alaska, el Mar del Norte yotros yacimientos de aguas profundas. Por el contrario, según las fuentes mencionadas, en los yacimientos convencionales de Venezuela se ha recuperado solamente el 20% del petróleo originalmente in situ y, con la tecnología disponible hoy es muy factible que nuevas perforaciones de desarrollo pueden determinar cantidades adicionales de petróleo recuperable.

Por ejemplo, los datos de PDVSA sobre los principales yacimientos del campo más desarrollado de Venezuela, el Lago de Maracaibo, en donde se encuentran más de 22.000 pozos en capacidad de producir, las dos terceras partes del total nacional, según el Cuadro Nº 1, son bastante elocuentes en cuanto a las posibilidades planteadas:

Reservas probadas y producción (2013)

Las reservas de estos 10 campos, algunos de ellos ya ancianos, son superiores a las de Argelia o Angola. El promedio de 67,7 años remanentes a sus tasas actuales de producción, puede ser mantenido y extendido, como sostenemos aquí, con aplicación de procesos de recuperación secundaria, sobre los cuales nuestra industria tiene una amplia experiencia, tal como queda de manifiesto en el citado gráfico Nº 2. Desde luego que, además, hay otras realidades complicadas, como las que se generan en campos sobreexplotados como “El Furrial”, donde se acorta la vida del yacimiento por la fi jación de una cuota de producción muy elevada, de 290 mil barriles diarios, la cual determina, según informan sus propios operadores, una violación de las normas de mantenimiento de una relación gas a petróleo que garantice un drenaje máximo de sus reservas. En general, hay que tener siempre presente que no se trata de “soplar y hacer botellas”, o sustituir un sueño inviable por otro de magnitudes similares, porque es indispensable una evaluación completa y total de nuestros campos petroleros y de las oportunidades que ofrecen o niegan las circunstancias actuales del mercado global.

———–
_{1 “El ritmo de extracción de PDVSA ha caído como una piedra desde 2007. Hoy en día está en 0,35%. Este ritmo implica que el tiempo a mediano plazo para la extracción y venta del barril de PDVSA es de 198, 6 años”. En: Steve Hanke, Venezuela’s PDVSA: Th e world´s worst oil company. Forbes 6 de marzo, 2017. (Cita traducida por el editor para el presente artículo).}