Jean Laherrère 31 de diciembre del 2008

Jean Laherrère
31 de diciembre del 2008
Pronóstico de la producción y el consumo de petróleo del Ecuador
La curva del descubrimiento acumulado usa una base de datos técnica.
Figura 1
La curva del descubrimiento acumulado se modela fácilmente con tres ciclos. Un
cuarto ciclo también podría darse, pero su tamaño sería modesto. Se saca una cantidad
total final de 9 Gb, dado que hasta el 2007 8,2 Gb han sido descubiertos. El
descubrimiento de gas es pequeño y no hay reportes acerca de líquidos condensados.
El gráfico del descubrimiento acumulado en función del tiempo muestra la gran
subida en 1969 con los campos gigantes de Shushufindi-Aguarico y Sacha. El campo
Ishpingo, descubierto en 1992, se estima en 529 Mb con un factor de recuperación del
16% (FR 16%); Tiputini, descubierto en 1970, en 293 Mb (FR 17%); y Tambococha,
descubierto en 1993, en 98 Mb (FR 16%). En suma, el complejo ITT (Ishpingo,
Tiputini y Tambococha) llega cerca a 1 Gb (920 Mb) con una gravedad API de 15
grados.
Figura 2
El descubrimiento y la producción acumulados se modelan con una función logística
para una cantidad total final de 9 Gb.
Colin Campbell y Siobhan Heapes usan el mismo total final de 9 Gb para el Ecuador
en el libro An Atlas of Oil and Gas Depletion (2008).
Figura 3
La producción acumulada es aproximadamente 4 Gb, alrededor de la mitad del total
final.
Las reservas restantes 2P (probadas más probables) de la base de datos técnica se
comparan a las, así llamadas, reservas probadas de bases de datos políticas y
financieras (anuario estadístico de BP, la revista Oil & Gas Journal, la agencia EIA
del Departamento de Energía de los EU). La diferencia es enorme.
Figura 4
Es inútil usar las reservas probadas y sumarlas es científicamente incorrecto. Las
reglas de la SEC de 1978 obligan a reportar solo las reservas probadas. Pero esas
reglas fueron diseñadas para propósitos financieros y no dan el mejor estimado
técnico. Por lo tanto, serán cambiadas en el 2009, permitiendo que sean reportadas las
reservas probadas más las probables = 2P, como se hace en el resto del mundo.
La base de datos técnica 2P se comprueba para los grandes campos, comparando la
cantidad final reportada del campo con el declive que este muestra. El declive de
Shushufindi tiende a una cantidad total final de 1400 Mb, comparado a los 1700 Mb
reportados.
Figura 5
El declive de Sacha tiende hacia 1100 Mb, pero ha subido en los dos últimos años.
Figura 6
Libertador muestra un acusado declive hacia 350 Mb, comparado a los 480 Mb
reportados.
Figura 7
La base de datos técnica parece ser demasiado optimista.
El descubrimiento anual muestra unos pocos campos gigantes y algunos pequeños. Se
asume que la producción anual llegó a su pico en el 2006 y que la producción
pronosticada es plana, pero en realidad todo depende de cuando se desarrolle el
complejo ITT. El declive actual de los campos gigantes y el bajo precio del petróleo
en la actualidad podrían impedir que hayan más inversiones y hacer al declive más
severo, a la espera de que se hagan nuevas grandes inversiones para remediar este
declive.
El consumo de petróleo ha ido en constante aumento desde 1965. Un pronóstico se
traza, asumiendo el escenario de fecundidad media de la ONU y un consumo anual
per cápita que tiende hacia 0,014 b/d (ver gráfico de consumo al final).
Figura 8
El pronóstico del consumo tiene que usar los pronósticos de población hasta el 2050.
La tasa de fecundidad media de la ONU pronostica alrededor de 18 M en el 2050,
comparada a 15 M para la tasa de fecundidad baja. Pero la Oficina de Censo de los
EU pronostica una cifra más alta.
Figura 9
Los pronósticos de población se basan principalmente en la tasa de fecundidad y la
tasa actual varía mucho de acuerdo a la fuente, siendo la más alta la del Population
Reference Bureau (reportada cada año).
Figura 10
El consumo de petróleo per cápita del Ecuador ha aumentado de 0,002 b/d en 1965 a
0,013 hoy. Se asume que habrá una asíntota de 0,014 b/d.
Figura 11
Con estos supuestos acerca de la población y el consumo per cápita, el consumo
interno rebasará a la producción petrolera alrededor del 2030 con 250 000 b/d. Con tal
consumo interno y un precio elevado del petróleo en el futuro, parece muy difícil el
dejar el petróleo del ITT bajo la tierra. Con reglas estrictas se puede hacer que la
producción del ITT respete al parque nacional que lo rodea. El problema es como
tener una política estricta para respetar las reglas y como asociar a la gente local con
la producción.
El Ecuador aún tiene grandes reservas de crudo pesado sin desarrollar en la estructura
del ITT (1 Gb).
La producción en frío de crudo extra-pesado en Venezuela (Sincor 1 por Total)
usando bombas de extracción de cavitación progresiva y perforación horizontal y
obteniendo grandes flujos es alentadora porque el ITT es mucho más liviano, pero
está mucho más profundo. El petróleo de 15 grados de gravedad API tiene que ser
mejorado o mezclado para ser transportado.
Petroecuador pronostica una producción de 110 000 b/d durante 12 años, luego un
declive del 5% anual, llegando a 1 Gb en 50 años con 113 pozos de producción.
El Ecuador debería usar sabiamente sus reservas petroleras restantes e intentar
refrenar el consumo interno.
En el 2006 el precio de la gasolina en el Ecuador (0,47 $/l) era menor al precio de
venta normal (0,53 $/l). Eso significa que estaba subsidiado (pero mucho menos que
en Venezuela con 0,03 $/l) al mismo tiempo que en Colombia (0,98 $/l) estaba
alrededor del doble del precio de venta normal.
Figura 12
A continuación se muestra el consumo per cápita de varios países Latinoamericanos.
El Ecuador rebasó a Colombia en el 2001 y al Perú en 1982.
Figura 13
El mundo necesita ahorrar energía porque el planeta tiene recursos limitados. Los
exportadores de petróleo deben ser los primeros en ahorrar energía porque dependen
mucho de sus exportaciones para balancear sus finanzas.
El Ecuador debe comenzar a reducir su consumo de petróleo y a ahorrar energía.
Notas del traductor:
[1] El factor de recuperación (FR) es la fracción del petróleo in situ que puede ser
extraída de un campo. Es decir, la cantidad de petróleo in situ multiplicada por el FR
equivale a las reservas del campo. Todos los números asociados con los campos
petroleros en este trabajo se refieren a las reservas. Para más información acerca del
FR, ver Laherrere (1997) Distribution and Evolution of "Recovery Factor".
http://www.hubbertpeak.com/laherrere/iea1997
[2] Las reservas probadas son aquellas con un 90% de probabilidad de ser extraídas.
Las reservas probadas más las reservas probables son aquellas con un 50% de
probabilidad de ser extraídas. Según Laherrere, es erroneo sumar las reservas
probadas de los campos individuales porque sumar lo que es 90% probable para cada
campo no da como resultado lo que es 90% probable para todo un país, región o el
mundo. La SEC es la agencia que regula a las empresas listadas en las bolsas de
valores de los Estados Unidos, incluyendo las empresas petroleras.
Terminología:
API: American Petroleum Institute. Sistema de medida de la densidad del petróleo. Si
el API es inferior a 10 es más pesado que el agua. Si es mayor, flota en el agua. Este
es un factor importante de la calidad del producto.
b/d = barriles por día.
Gb = mil millones de barriles.
Tcf = Trillion Cubic Feet; esto es, billones de pies cúbicos de gas. 1 billón de pies
cúbicos = 28.000 millones de metros cúbicos a razón de 1 m3 = 35,7 pies cúbicos de
gas (Tablas de conversión de British Petroleum).