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Caracas / Venezuela -
 


Faja del Orinoco: Llamar las cosas por su nombre
Aníbal R. Martínez* / PetroleumWorld (Venezuela) - 03/07/08


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

Cuantificación es la estimación de las cantidades de reservas y recursos de petróleo en los yacimientos del subsuelo. Por cuanto respecto a tales volúmenes en el subsuelo existe un grado de incertidumbre variable, inherente e irreducible, el proceso tiene que ser eminentemente técnico y requiere un trabajo preciso, cuidadoso y transparente. 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, que determina cuánto será la recuperación final, tiene que usarse con propiedad científica y no debe ser objeto de manipulación alguna.

La certificación de la magnitud de las reservas y los recursos de petróleo se define como 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 al conocimiento técnico especializado y el respeto debido a las normas de la competencia.


Historia corta de La Faja del Orinoco

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. De este a oeste, las áreas principales de producción se denominan Cerro Negro, Hamaca, Pao, San Diego, Zuata y Machete. La superficie del campo es 13.600 kilómetros cuadrados.

Al comienzo de su desarrollo, la dimensión extraordinaria de La Faja produjo debates y apreciaciones diversas, más dudas y recelos, que satisfacción plena. El trabajo geológico original de 1967, por los geólogos José Antonio Galavís y Hugo Velarde, es un estudio clásico preliminar de sus reservas y recursos. La controversia que se suscitó de inmediato fue enconada y a veces desconsiderada.

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 2.500 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 kilómetros de líneas sísmicas y se cortaron más de 3.200 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. {La referencia técnica es: A R MARTINEZ The Orinoco Belt, Venezuela, J Petr Geol (London), 10, 2, 125-134 (1987)}.

El ensayo introductorio sirvió de “presentación” al campo Faja del Orinoco, convirtiéndose desde entonces en una referencia técnica obligada. 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. 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 reinstituyó el año 2005, sin cambio alguno, 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. La forma del contorno correlaciona bien con el de las áreas principales de producción que presenté en 1987. Es un error referirse a cada segmento con el apelativo “campo” (ejemplo: “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

La cantidad de petróleo encontrado, 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 en los años 90 del siglo 20. La revisión más completa de la nomenclatura terminó con la publicación del Sistema Gerencial de Recursos de Petróleo, el 25 de marzo de 2007. Las normas correspondientes del Ministerio de Energía y Petróleo, en base a desde la reglamentación de las relaciones numéricas obligatorias anuales de reservas y recursos que le somete Petróleos, conforman las Definiciones y normas de las reservas de hidrocarburos, por la División de Exploración, Reserva y Tierra del Ministerio de Energía y Petróleo (noviembre de 2005).

La Conferencia Multidisciplinaria patrocinada por las sociedades ya nombradas y el CMP, (junio de 2007, Washington DC-EUA) confirmó inequívocamente la importancia de un sistema universal de definiciones del petróleo en cuanto sustancia y de las reservas y los recursos de petróleo.

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.

Las reservas varían minuto a minuto, con la producción, con cada cálculo de porosidad, o rectificación de un espesor, o la reinterpretación geológica de un bloque fallado. La norma universal para el cierre para la operación incesante es el 31 de diciembre de cada año.

A la cantidad de reservas del año anterior se le suman los descubrimientos o las extensiones, se le suman o restan las nuevas interpretaciones y se le reta la producciuón. No se acepta que por razones no técnicas o por capricho se anuncien ajustes al término de un mes, o de un cuatrimestre.

Los volúmenes de reserva que se descubrirán en un año, o dos, no deben anunciarse como ciertos y seguros. Los anuncios por decreto o por resoluciones ministeriales interfieren la seriedad de las operaciones profesionales.

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.

En el campo Faja del Orinoco no queda petróleo por descubrir. Las reservas son una porción menor del total en el sitio. Los recursos contingentes constituyen la porción mayor de la acumulación.

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, 2000 y Las reservas y los recursos del campo Faja del Orinoco, 2006.)


Cuantificación y certificación

Como expresé antes, en el uso de los términos cuantificación y certificación existe una tremenda confusión, la cual se alimenta de 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 los volúmenes en el subsuelo, por medio de una metodología reconocida, técnica, profesional e idónea, objetiva, precisa, de uso generalizado en la industria y 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, también llamado factor de recobro.

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 y lineales), la magnitud del volumen viene expresada en metros cúbicos. Al multiplicar esta cantidad por el factor de extracción, se obtiene las reservas o recursos.

Certificación según el DRAE es el instrumento en el que se asegura la verdad de algo. Así, la certificación del volumen de reservas es la opinión profesional que afirma la exactitud y certeza de la cuantificación de las magnitudes estimadas de reservas y recursos. Por lo tanto, 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 las cantidades estimadas como reservas o recursos de petróleo.

La certificación de los evaluadores de reservas y recursos es una estupenda iniciativa internacional en marcha, del más alto nivel. Es la opinión profesional que afirma la capacidad profesional y valores personales de quienes trabajaron
en la cuantificación de volúmenes de petróleo estimados como reservas o recursos.

La propuesta inicial de la estructura administrativa para proceder a la certificación de los certificadores 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.

La Ley de Ejercicio de la Ingeniería (1958) expresa que el Colegio de Ingenieros es guardián del interés público y asesor del estado en asuntos de su competencia, y que vigila el ejercicio profesional (art 22). Para ejercer la ingeniería, los profesionales deben inscribir sus títulos en el CIV (art 18), excepto los contratados por institutos o empresas para prestar servicios específicos por tiempo determinado, si la necesidad de ello se comprueba ante el CIV (art 19).

El Código de Etica del Colegio (1996) ordena no actuar en cualquier forma que pueda menoscabar el honor, la respetabilidad y aquellas virtudes de honestidad, integridad y veracidad que deben servir de base a un ejercicio cabal de la profesión, ni dispensar por amistad, conveniencia o coacción, el cumplimiento de disposiciones obligatorias, cuando la misión de su cargo sea la de hacerlas cumplir y respetar. Tampoco está permitido violar o permitir que se violen las leyes, ordenanzas y reglamentaciones relacionadas con el ejercicio profesional.

La Oficina de Autorizaciones del Colegio de Ingenieros puede emitir certificados de asistencia a cursos de especialización de los evaluadores de reservas y recursos de petróleo. La Fundación Instituto Mejoramiento Profesional del Colegio está autorizada para ello.

La Academia Nacional de la Ingeniería y el Hábitat tiene por objeto contribuir al desarrollo de las ciencias, la tecnología y las artes vinculadas con las disciplinas de la ingeniería y el hábitat, y a los estudios relacionados con el aporte de dichas disciplinas al desenvolvimiento integral del país. A tal efecto podrá prestar su cooperación en las iniciativas, públicas y privadas, que en materia de su competencia, se promuevan y que incidan significativamente en el desarrollo nacional.


El primer caso: Carabobo 1

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, en setiembre de 2005.

El Ministerio de Energía y Petróleo emitió una declaración en noviembre de 2006, afirmando que las reservas probadas de Venezuela se habían incrementaron esa fecha en 1,2 millardos de metros cúbicos, o sea, a un total nacional de 13,9 millardos de metros cúbicos, como resultado de la operación aritmética de aplicación, al volumen certificado de 7,2 de petróleo-originalmente-en-el-sitio en el bloque Carabobo 1, de una 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).


Sobria mirada y consideraciones finales

Es preciso recordar que 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. Es de importancia capital considerar que el peso específico promedio de la producción del país para el período 1994 fue de 0,908 kg/m3 (24,3º en la escala empírica API), pero subió – bajó en términos API - el año 2004 a 0,918 kg/m3 (22,7º API). Expresado en otra forma, la producción de petróleo pesado, extrapesado y bitumen natural el año 1994 respecto a la producción de petróleo crudo liviano fue 144 %, relación aritmética que subió el año 2004 a 174 %, en tanto que comparada al total de la producción, de 35 % el año 1994 se incrementó a 49 % el año 2004.

El factor de recobro que se usó en La Faja los años 80 del siglo 20 fue 4,3%, el cual lógicamente se ha incrementado, a 8,5% para final del año 2007, en base a la experiencia de la explotación del campo por las asociaciones estratégicas y a 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.

Hasta ahora, los informes de certificación de petróleo-originalmente-en-el-sitio en la Faja del Orinoco, conforme a la metología aplicada al bloque Carabobo-1, se han referido a los bloques 2, 3 y 4 de Carabobo; Ayacucho 1 y 2 y “el centro de la parcela Carabobo-1 Suramericano” ¿?, y Junín 1 y 8. Para algunos de los bloques se han indicado una o más cantidades de ”reservas probadas”.

Faltan muchos años de acumulación de experiencias profesionales y cambios novedosos de tecnología (por ejemplo, terminaciones horizontales, aplicación directa a los yacimientos de procesos químicos o formas de barrido inéditas) para alcanzar según las normas inviolables de uso universal, niveles superiores en el factor de recobro del campo Faja del Orinoco.

Hasta tanto no se hayan consolidado, comprobado y obtenido, es absolutamente impropio usar para fines que no son de la estricta esfera de la ciencia petrolera, los buenos deseos o los intereses, las esperanzas, que la evolución futura sea igual o mejor que las expectativas lógicas de resultados correlativos al esfuerzo empleado.

 

[*] Link: http://www.petroleumworld.com.ve (Publicado el 07/06/08) / Aníbal R. Martínez, Petrolero de largos años en la industria. Miembro por la Presidencia de la República de la Comisión "de Reversión" año 1975 y Miembro de la Comisión Presidencial de la Ley Orgánica de Hidrocarburos año 2001. Presidente del Frente ProDefensa del Petróleo. Presidente de la Academia Nacional de la Ingeniería y el Hábitat. Ha investigado a fondo los recursos de hidrocarburos de Venezuela, y así mismo la nomenclatura y definiciones para uso universal de las clases, las reservas y los recursos del petróleo. Miembro del Comité de las Naciones Unidas para la armonización de las definiciones de los combustibles fósiles, el petróleo (hidrocarburos) y el uranio, del Comité de las Reservas de Petróleo y Gas de la Sociedad de Ingenieros de Petróleo y de la Junta Directiva del Comité Conjunto para el Entrenamiento de los Evaluadores de Reservas y Recursos.

 

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