La Luna, La Faja, Boscán, Chevron y… Alicia en el País de las Maravillas
Consideraciones sobre reservas y potencial de producción
Carlos Mendoza Pottellá
Hablar de la magnitud de los recursos de hidrocarburos de Venezuela de manera problemática puede parecer una inútil discusión bizantina, dadas las proporciones oceánicas de la misma.
Sin embargo, y en mi particular opinión, uno de los problemas centrales en el desarrollo de la industria petrolera venezolana lo ha constituido, desde los años 80 hasta nuestros días, la proliferación de estimaciones exageradas de las reservas probadas disponibles en el país, las cuales se han convertido en fundamento de todos los fracasados y ruinosos planes de expansión de la producción formulados desde entonces hasta el presente año.
Y precisamente porque no es una discusión saldada y porque hoy emergen, en medio de la catástrofe nacional, nuevas propuestas que reviven los sueños de resurrección, creo pertinente reiterar y remozar viejos planteamientos sobre el tema. Algunos no tan viejos, porque transcribo en esta oportunidad los formulados en fechas tan recientes como el pasado 7 de enero[1].
Partiendo de la gigantesca base yacente de hidrocarburos líquidos y gaseosos que se concentra en Venezuela, se han establecido y se siguen promocionando metas de producción divorciadas de toda factibilidad, tanto en términos económicos, políticos, o simplemente físicos, en función de las cuales se han programado e iniciado la ejecución de megaproyectos inviables y por ello mismo, reitero, fracasados.
Hoy en día y vistas las perspectivas energéticas globales, una gran parte de las inversiones realizadas en esos proyectos, aparte de cimentar fortunas privadas, ha dejado sembrado al territorio nacional con activos varados, irrecuperables[2].
El mecanismo de partida para la formulación de esos proyectos ha sido siempre la conversión arbitraria de porcentajes crecientes del “petróleo originalmente en sitio” –petróleo “in situ”- en reservas probadas., magnitudes claramente definidas que refieren, respectivamente, al todo y a una de sus partes, a saber:
La primera de ellas es el todo, un dato relativamente estático, resultante de la evaluación geológica de los yacimientos y de los parámetros técnicos y físicos que los delimitan, el cual designa al volumen total de petróleo que, con diversos grados de certeza, se presume que existe, yace, en una localización, país o región. Como, por ejemplo, en las cuencas sedimentarias de Venezuela: Desde hace 80 millones de años, y como parte de los depósitos de la Formación La Luna en todo el norte de la América del Sur, desde Ecuador hasta el norte del Brasil[3],
En una segunda instancia, de carácter técnico-ingenieril se incorporan al análisis los datos sobre el estado de las tecnologías de extracción, disponibles y requeridas por las características de ese yacimiento, para determinar el volumen de “recursos técnicamente recuperables”[4].
Y finalmente, se determinan las reservas posibles y probadas, las cuales constituyen una magnitud variable que se calcula como el porcentaje de esos recursos técnicamente recuperables que es factible extraer, dados los costos, precios y circunstancias prevalecientes en el mercado a corto y mediano plazo.
Entre el parámetro de la existencia física establecida por la exploración y la variable de los las reservas posibles, probables y probadas se identifica un conjunto de etapas sucesivas, desde lo irrecuperable a lo recuperable, desde la incertidumbre a la certeza, que recorren el camino creciente de la factibilidad que termina en las reservas probadas. Etapas que organismos técnicos especializados, como por ejemplo, la Sociedad de Ingenieros de Petróleo de los Estados Unidos (SPE) esquematizan de la siguiente manera:
Como corresponde a una magnitud variable, las reservas probadas disminuyen cada año, con la producción o por el descuido y la falta de mantenimiento específico de su capacidad productiva. Por el contrario, se incrementan con las nuevas perforaciones de avanzada, desarrollo y nuevos descubrimientos, con los métodos de recuperación secundaria ampliada para la generación de nuevo potencial o por la incorporación de nuevas tecnologías que reduzcan los costos y aumenten las posibilidades económicas y físicas de extracción de la base de recursos original.
El porcentaje del petróleo in situ que resulta de toda esa actividad es lo que se denomina como factor de recobro. Y es en este porcentaje donde entran en juego los factores extra geológicos, de manera determinante, el “afilamiento de los lápices” de los planificadores políticos y gerenciales de escenarios de ensueño: en el ámbito de las revisiones y certificaciones, basadas simplemente en presunciones fantasiosas, demagógicamente motivadas y con consecuencia ruinosas.
Para poder evaluar con cierto nivel de certeza el actual potencial de producción de la industria petrolera venezolana es pertinente revisar todo el proceso crítico vivido por esa industria, desde sus niveles de máxima capacidad hasta las lamentables circunstancias actuales.
Proceso determinado, en primer lugar por más de 100 años de producción que condujeron, pasada la primera mitad de los mismos, al inevitable inicio del agotamiento físico paulatino de las reservas probadas hasta entonces, pero acelerado posteriormente, desde los años 80, por las políticas volumétricas que dejaron de lado las normas establecidas internacionalmente para la conservación de ese potencial, verbigracia el cuidado y mantenimiento estable de la relación gas/petróleo.
Finalmente, las apresuradas decisiones estratégicas para el desarrollo del gigantesco acervo in situ de crudos extrapesados de la Faja del Orinoco, generador de sueños de reversión de las tendencias declinantes de las reservas y de eterna felicidad petrolera, dieron pie a una ineficiente gerencia de los procesos productivos, en particular al descuido del mantenimiento y desarrollo de las capacidades existentes y, consecuentemente, una vez más, a la caída del potencial productivo real.
Todo ello fue impactado negativamente por una creciente proliferación de prácticas corruptas y, finalmente, por el cerco impuesto desde 2017 por las sanciones de los Estados Unidos contra el país.
Miles de Barriles Diarios
Los planes y escenarios expansivos para la recuperación de ese potencial, que se han planteado en la industria petrolera desde 1983 hasta nuestros días, fueron realizados, como ya referí, a partir de la cuantificación exagerada de los recursos petroleros disponibles en la Faja Petrolífera del Orinoco y estableciendo metas inalcanzables con los recursos financieros disponibles en cada oportunidad:
La historia de esa tragedia se registra parcialmente en el siguiente gráfico –el cual presento sólo catorce de esos planes, formulados y reformulados de manera contumaz en el transcurso de 41 años y con una frecuencia casi anual- y en el cuadro con los datos que lo sustentan. La desmesura e inviabilidad de los desembolsos financieros requeridos en cada oportunidad es presentada en el cuadro subsiguiente, con el ejemplo de uno de ellos, el correspondiente al Plan de Inversiones 2015-2019.
Desde luego, muchos de los promotores de estos planes lo hicieron desde la seguridad de que los costos de cada uno de esos fracasos no saldrían de sus haberes particulares y que, por el contrario, eran jugosas oportunidades de negocios, proporcionales a sus megalíticas dimensiones. Para asumir los costos nunca redimidos estaba el deleznable “petroestado” y sus millones de parásitos rentistas.