martes, 18 de agosto de 2009

Editorial


Bases

Chubut ostenta la mayor reserva petrolera del país y parece en sí mismo un dato positivo, si bien debe contextualizarse adecuadamente: la mayoría de los yacimientos de la Argentina está en declinación y la existencia de petróleo y, menos aun, la de gas de esta provincia no podrían suplir aquellas caídas. Antes más bien hay que adoptar precauciones para que los mismos índices rojos que van completando la estadística nacional no se instalen también en esta cuenca, porque muchas de sus áreas han bajado sus stocks, si bien esto se disimula por las subas pronunciadas en otras. Definir cuál es el objetivo energético del país parece el gran desafío: limitarse al autoabastecimiento, o incrementar la producción para beneficiarse con la venta de excedentes al mercado externo, en un mundo con creciente demanda de energía. Por ahora no hay definición en uno ni otro sentido, pero acaso esta cuenca pueda potenciar las bases de un proyecto que, consensuado con las demás provincias productoras y en línea con los intereses generales del país, permita establecer metas de crecimiento y desarrollo equilibrado. Las estadísticas están y aportan una información útil, pero bajo una dinámica que la supera en forma constante. Las decisiones y definiciones políticas adecuadas son las que marcarán el camino para que la comparación, dentro de un lustro, determine si al final de las concesiones actuales (año 2017) el país habrá agotado la totalidad de sus reservas o si encontró un camino para empezar a recuperarlas.

Reservas: Chubut encabeza el stock petrolero del país




Tal como se informó en edición anterior de Desarrollo, el nivel de Reservas de Petróleo del país cayó en 2008 un 3,7 por ciento en relación al año 2007 y las de Gas casi un 10 por ciento, en comparación al año anterior. Otro dato que surge de la Secretaría de Energía de la Nación es que Chubut hoy concentra el 43,5 por ciento de las Reservas petroleras del país, lo que significa que desde el año 2004 tuvo un interesante crecimiento de su stock, ya que por entonces representaba el 28 por ciento del total.
El nivel de reservas petroleras de la provincia asciende a 174,2 millones de metros cúbicos, lo que representa una importante proporción sobre el stock del país, establecido en 400,7 millones de cúbicos.
El dato sumamente preocupante lo configura la situación de reservas del país, que viene en marcado descenso desde el año 1999. Desde entonces la reducción es de un 25 por ciento sobre el nivel de petróleo. En gas los datos publicados por la Secretaría de Energía permiten comparar con el año 2004: desde aquel período, la reducción ha sido de un 30 por ciento.
Santa Cruz se ubica en segundo lugar con un stock que alcanza a 73,7 millones de cúbicos de petróleo, lo que representa 18,4 por ciento de las reservas del país. Sumando las existencias de la Cuenca Austral, la vecina provincia eleva su nivel a 79,2 millones de m.3, por lo que su participación sube a casi un 20 por ciento sobre el total.
Neuquén, la que más perdió
La tercera provincia en el ranking es Neuquén, con 56,6 millones de metros cúbicos de petróleo, lo que equivale al 14 por ciento del total, siendo ésta la provincia que más ha disminuido su stock de reservas petroleras desde comienzos de esta década. En 2004 Neuquén tenía 98,3 millones de cúbicos de petróleo, equivalente al 24 por ciento del país.
Si además se considera a toda la Cuenca Neuquina (que suma áreas en La Pampa y Río Negro) el total ascendía por entonces a 147,6 millones de cúbicos de petróleo, lo que representaba el 37 por ciento del total. Hoy esa misma cuenca disminuyó a un 26 por ciento sobre el stock de reservas nacional.
Al mismo tiempo, también la producción de gas ha disminuido en Neuquén desde el año 2004, siendo el año pasado casi un 4 por ciento inferior a aquel año. Con 50.200 millones de metros cúbicos entregados en 2008, la cuenca neuquina sigue siendo la mayor productora gasífera del país, ya que de allí sale un 60 por ciento del fluido que consume la Argentina, por lo que su declinación es alarmante y es lo que intenta revertirse con el reciente acuerdo para mejorar el precio del gas en boca de pozo.
Los yacimientos con más petróleo en la provincia
La tendencia de Chubut se da a contramano de la declinación que arroja la totalidad de los yacimientos del país. Las áreas con mayor nivel de reservas, según los datos registrados por la Secretaría de Energía de la Nación, son Anticlinal Grande-Cerro Dragón, operado por Pan American Energy, con 118,9 millones de metros cúbicos de petróleo. En éste se dio el mayor salto, ya que en 2004 el stock era de 55,7 millones de m.3.
El Tordillo, operado por Tecpetrol, prácticamente se mantuvo estable en el orden de los 19 millones de metros cúbicos entre ambos períodos .
Similares registros presenta el área Diadema, operada por Capsa, con un stock de 10,6 millones de metros cúbicos, mientras que Manantiales Behr (YPF) y Pampa del Castillo-La guitarra (Enap-Sipetrol) registraron guarismos del orden de los 5 millones de metros cúbicos de crudo en ambos años de comparación.
En gas, las reservas de la provincia totalizaron 32.000 millones de cúbicos. Si bien es una participación inferior en el total nacional (representa un 8 por ciento, frente a 44 por ciento de la cuenca Neuquina), es importante el incremento que registró la provincia desde 2004, ya que elevó un 22 por ciento en relación a aquel año.

Renegociación de contratos: silencio y especulaciones



La evolución de las discusiones en torno al contrato de concesión de yacimiento El Tordillo, cuyo principal operador es Tecpetrol, continúa siendo por ahora un misterio para la mayoría de los actores comodorenses. Rumores y afirmaciones aisladas han rodeado una cuestión central para esta región, que una vez más no aparece con el protagonismo que se reclama desde una ciudad que reporta alrededor del 35 por ciento de los ingresos de la provincia, en concepto de regalías petroleras.
En efecto, recientemente se conocieron los datos de ingresos por liquidación de regalías durante el año 2008, que significaron 338 millones de dólares, llevando a la provincia a encabezar el ranking de ingresos por este rubro, con un 29 por ciento del total.
Según han afirmado algunos dirigentes, el nuevo contrato se encuentra avanzado en un alto grado, en una renegociación que es encabezada por el jefe de gabinete de la provincia y que tuvo entre sus interlocutores a dos funcionarios que ya no están en sus puestos: Néstor Di Pierro, ex presidente de Petrominera; y Luis Tarrío, ex secretario de Hidrocarburos y reemplazante del primero en la empresa estatal.
Según informaron fuentes reservadas, el nuevo contrato contendría algunos ítems que buscan generar un ingreso adicional para Comodoro Rivadavia, como ciudad productora de los hidrocarburos y por ser la que más sufre también los impactos negativos de la actividad.
Otro de los elementos que se buscaría incorporar se relaciona con la experiencia de la primera renegociación de contrato, con la operadora Pan American Energy. En esa instancia, el compromiso de incrementos de producción fue consignado bajo la modalidad de “no acumulativo” con respecto al año 2007. Esto significa que al tomarse como referencia el año 2007, si el contrato establece incrementos del 9 por ciento anual en relación al año mencionado, al no exigirse acumulación alcanza con que cada período la producción supere al año de referencia, pero no así al año inmediato anterior.
En el contrato con Tecpetrol, según argumentaron quienes habrían visto de cerca el borrador, se buscaría modificar esa forma de evaluar la producción, buscando que la misma sea acumulativa. Así, a los cinco años de contrato la producción debería elevarse en cinco veces el porcentaje establecido en el convenio.
De este modo, se busca que el nuevo acuerdo tome la experiencia del anterior y mejore aspectos puntuales, pero además serviría de base para la renegociación que la provincia debe afrontar con YPF.
Otra de las expectativas y dudas está centrada en el modo en que se adoptarán previsiones para que la actividad sea sustentable en el tiempo. En ese plano, los interrogantes se plantean en torno a la fijación de pautas de trabajo entre operadoras y contratistas, a fin de que éstas se consoliden con solidez en la cadena productiva y cuenten con parámetros claros a la hora de discutir tarifas, plazos y modalidades de contrato.
Alguien que dijo conocer el paper refutó también expectativas planteadas por el sindicato petrolero: desde este sector se ha argumentado que el nuevo contrato contendrá la disposición de aportes de la operadora, para poner en funcionamiento el fondo compensador. Este fondo debería posibilitar la jubilación de alrededor de 700 operarios, descomprimiendo un mercado laboral hoy sobredimensionado y que será cubierto por los acuerdos sociales hasta octubre próximo.
Para entonces, se espera, habrá definiciones que hoy no están del todo claras.

Por las cuencas

Neuquén busca geotérmica

“Busquemos creatividad, ingenio y capital de riesgo. Es necesario modificar la matriz productiva. El petróleo y el gas son recursos no renovables y la energía geotérmica una fuente alternativa muy importante”, dijo el gobernador Jorge Sapag durante la apertura de propuestas de inversión para desarrollar generación eléctrica a través de energía geotérmica en Copahue, Neuquén. La inversión prevista es de 80 millones de dólares y se presentaron dos grupos empresarios: Pampa Energía y Grupo Minero Aconcagua Andean Geothermal.
Según detalló diario La Mañana, el recurso sería concesionado por el término de unos 30 años y los inversores privados tendrán que buscar sus propias fuentes de financiamiento, ya que no habrá aportes de la provincia o de Nación.
El emprendimiento se integra con un programa de exploración y explotación minera para la extracción de vapor endógeno, la construcción de una planta de generación de energía eléctrica de 30 MW y de una línea energética de 132 KV.

Reservas: Probadas, Probables y Posibles




Por: Escuela de Petróleo de la Patagonia


Una de las primeras etapas en el desarrollo de la Industria Petrolera es la dedicada a la Exploración, por medio de la cual se trata de determinar la ubicación geográfica-geológica y la magnitud de una acumulación de hidrocarburos (petróleo y/o gas). Si posteriormente se verifica que estos descubrimientos son económicamente explotables, los volúmenes estimados a extraer se denominan “Reservas”.
Según la definición de la SPE (Society of Petroleum Engineers) las reservas son “cantidades estimadas, que se pueden verificar con razonable certeza a partir de datos geológicos y de ingeniería, que se pueden recuperar en el futuro de un reservorio conocido y en condiciones económicas (…)”. Es decir que, para ser consideradas reservas, es condición que esas cantidades puedan ser extraídas en condiciones rentables a lo largo de su vida útil.

Factor de recuperación

Al inicio de la explotación, el volumen total de petróleo y/o gas que existe en un yacimiento se lo denomina Petróleo y/o Gas In Situ, mientras que el volumen que se recupera económicamente de esos hidrocarburos, constituye las reservas. Por lo tanto para determinar las reservas, es necesario conocer primero el Petróleo Original In Situ (OOIP), para lo cual se requiere mucha información de la roca productora y recipiente, de los fluidos existentes y de las condiciones del reservorio. La gran mayoría de esta información es obtenida a través de la perforación de los pozos.
Una vez conocido el volumen del petróleo in situ, se hace necesario entonces calcular cuánto del mismo podrá ser extraído a superficie, ya que nunca se recupera el total del volumen existente. Para esto es necesario determinar el factor de recuperación para ese yacimiento en particular y para esas condiciones dadas, lo que implica conocer valiosa información del comportamiento del reservorio. Este factor de recuperación puede variar desde un 15% a un 60% respecto al volumen total existente, dependiendo de las características de la roca reservorio y de los fluidos, presión y temperatura, métodos de extracción, etc.

Reservas comprobadas

Son aquellas que existen en zonas conocidas y explotadas o sea que han sido descubiertas y desarrolladas, aunque no agotadas. Generalmente están en explotación al momento de su valoración e indican volúmenes de hidrocarburos que se pueden extraer inmediatamente, en base a las condiciones económicas del momento de la evaluación y a información que asegure mucha certeza.
Las Reservas Comprobadas pueden ser definidas como aquellas cantidades de petróleo y/o gas que se estima pueden ser recuperadas en forma económica y con las técnicas disponibles, de acumulaciones conocidas (volúmenes in situ) a partir de los datos disponibles en el momento de la evaluación. Pueden a su vez dividirse en Comprobadas Desarrolladas, que se esperan recuperar mediante los pozos y las instalaciones de producción existentes, y No Desarrolladas, que se esperan recuperar de pozos a perforar e instalaciones de producción futuras y de las cuales se tiene un alto grado de certidumbre.

Reservas probables

Son las reservas que no disponen de la suficiente información geológica y de reservorios como para asegurar el volumen de fluidos a recuperar, aunque estén identificados los volúmenes del yacimiento en general. Son atribuidas a acumulaciones conocidas y cuya estimación se basa en información similar a la que se requiere para las reservas comprobadas, pero la certidumbre de su existencia no es suficiente para clasificarlas como tales.
Las Reservas Probables pueden definirse como aquellas a las que tanto los datos geológicos como de ingeniería dan una razonable probabilidad de ser recuperadas de depósitos descubiertos, aunque no en grado tal como para estimar específicamente los volúmenes a recuperar en forma rentable y ser consideradas como comprobadas.

Reservas Posibles

Están determinadas por la información elaborada disponible, pero no existe la seguridad ni de su volumen total, ni de las condiciones y cantidad de hidrocarburos que se pueden recobrar en forma económica.
Así definidas las reservas, debe tenerse en cuenta un concepto fundamental: el requisito de viabilidad económica de la recuperación, establecida por las condiciones imperantes en el momento en que se hace la estimación. La ausencia de este requerimiento es suficiente para que los volúmenes estimados no puedan ser considerados como reservas. Por lo tanto, las estimaciones económicas y las proyecciones de producción de un campo se hacen, generalmente, en base a las reservas comprobadas.