INFORME: Evolución de las reservas de hidrocarburos en Argentina

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INFORME: Evolución de las reservas de hidrocarburos en
Argentina entre el 31 de diciembre de 2002
y el 31 de diciembre de 2013
En base a datos oficiales de la Secretaría de Energía de la Nación al 31-12-2013
Contenido
RESUMEN EJECUTIVO ............................................................................................................. 2
INTRODUCCIÓN...................................................................................................................... 4
EVOLUCIÓN DE LAS RESERVAS DE GAS NATURAL EN ARGENTINA .......................................... 6
Reservas comprobadas de gas natural – total país .................................................................... 6
Reservas probables, posibles y recursos de gas natural – total país ......................................... 8
Reservas comprobadas de gas natural – por cuenca............................................................... 10
Reservas comprobadas de gas natural – por provincia ........................................................... 11
Reservas comprobadas de gas natural – por operador ........................................................... 13
EVOLUCIÓN DE LAS RESERVAS DE PETRÓLEO EN ARGENTINA .............................................. 15
Reservas comprobadas de petróleo – total país...................................................................... 15
Reservas probables, posibles y recursos de petróleo – total país ........................................... 17
Reservas comprobadas de petróleo – por cuenca................................................................... 19
Reservas comprobadas de petróleo – por provincia ............................................................... 20
Reservas comprobadas de petróleo – por operador ............................................................... 22
ANEXO: RESERVAS COMPROBADAS DE GAS NATURAL Y DE PETRÓLEO POR CUENCA .......... 23
ANEXO: RESERVAS COMPROBADAS y PRODUCCIÓN DE GAS NATURAL Y DE PETRÓLEO 19802013......................................................................................................................................... 25
ANEXO: Evolución de la cantidad de pozos de exploración terminados ................................ 27
ANEXO: Definiciones sobre reservas y recursos establecidas en la Resolución 324/2006 de la
Secretaría de Energía de la Nación ........................................................................................... 28
Luciano Caratori
Departamento Técnico
Instituto Argentino de la Energía “General Mosconi”
-06 de enero de 2014-
RESUMEN EJECUTIVO
El presente trabajo está basado en datos oficiales publicados por la Secretaría de Energía de la
Nación sobre las reservas de hidrocarburos de la República Argentina correspondientes al 31 de
diciembre 2013.
Salvo indicación contraria, el presente informe analiza los datos de reservas comprobadas y
probables de petróleo y de gas natural hasta el final de la Vida Útil de los yacimientos.
Los datos publicados por la Secretaría de Energía dan cuenta de una interrupción en la caída de las
reservas comprobadas de gas natural, con un incremento en el año 2013 respecto a 2012, y de la
persistencia en la disminución de las reservas comprobadas de petróleo.
Las reservas comprobadas totales (petróleo + gas natural), eran al 31 de diciembre de 2013 de
aproximadamente 614 millones de TEP (4,4 mil millones de bep). Las mismas se incrementaron
1,3% entre 2012 y 2013, interrumpiendo la tendencia que se mantuvo durante el período 20002012, en el que acumuló una caída del 45%. Al computar la producción, se obtiene una relación
reservas/producción1 de 9,4 años. En 2002, este indicador arrojaba 12,3 años.
Cabe destacar que por su definición, el carácter de “comprobadas” asignado a las reservas está
relacionado no sólo con la factibilidad técnica de su producción, sino también con su
comercialidad, es decir con la viabilidad económica de la misma. Por esto, las variaciones en los
precios de los hidrocarburos tendrán en muchos casos (y en particular en el caso de la producción
no convencional y en el off shore) influencia directa sobre los volúmenes de reservas
comprobadas, probables y posibles.
En cuanto al esfuerzo exploratorio, medido en cantidad de pozos de exploración terminados, de
acuerdo a datos publicados por la Secretaría de Energía, se observa una recuperación en el último
trienio respecto a los años anteriores, mostrando un incremento del 47% respecto a la década
comprendida entre 2000 y 2009. Sin embargo, el promedio anual de pozos de exploración
terminados entre 2010 y 2013 es aún 29% menor que el promedio de la década del 80 y 16% menor
que en la década del 90. En 2013 se terminaron 83 pozos de exploración, 15% menos que los 98
pozos terminados en 2012.
Gas natural
Al 31 de diciembre de 2013, las reservas comprobadas de gas natural eran de 328.260 MMm3, 4%
por encima de las reservas comprobadas al 31 de diciembre de 2012, pero aún 51% menores que
las reservas comprobadas al 31 de diciembre de 2002.
Desde su valor máximo histórico (año 2000), las reservas comprobadas de gas natural acumulan
una caída del 57,8%.
1
Cociente entre las reservas probadas y la producción de petróleo o gas en un año dado. Cantidad de años durante
los que las reservas comprobadas podrían sostener la producción al ritmo de dicho año. Cabe destacar que este
valor es dinámico, y no implica un agotamiento del recurso en el plazo resultante.
2
Durante 2013, mientras que las reservas comprobadas de gas natural se incrementaron, la
producción se redujo en 5,5%. Entre el 31 de diciembre de 2012 y el 31 de diciembre de 2013 se
produjeron 41.708 millones de metros cúbicos de gas natural, incrementándose las reservas
comprobadas 12.752 MMm3. Esto implica, para toda la industria, un índice de reposición2 de
reservas comprobadas de gas natural de 1,31 en el período, es decir que por cada m3 producido
de gas natural, se repusieron 1,31 m3 de reservas comprobadas.
Debido a la conjunción entre el incremento de las reservas comprobadas de gas natural y la
persistencia en la caída de la producción, el horizonte de reservas presenta una leve recuperación
respecto a 2012, situándose en 7,9 años al 31 de diciembre de 2013.
Petróleo
Al 31 de diciembre de 2013 las reservas comprobadas de petróleo eran de 370.374 Mm3 (2,33 mil
millones de barriles), 17% menores que las reservas comprobadas al 31 de diciembre de 2002 y
1% por debajo de las reservas comprobadas al 31 de diciembre de 2012.
Las reservas comprobadas cayeron a un ritmo menor que el de la caída de la producción. Mientras
que en 2013 la producción de petróleo fue 2% menor que en 2012, las reservas comprobadas
disminuyeron 1%.
Entre el 31 de diciembre de 2012 y el 31 de diciembre de 2013 se produjeron 32.461 Mm3 de
petróleo, disminuyendo las reservas comprobadas en 3.915 Mm3. Esto implica, para toda la
industria, un índice de reposición de reservas comprobadas de petróleo del 88% en el período,
dando cuenta de una pérdida neta de reservas.
Desde su valor máximo histórico (año 1999), las reservas comprobadas de petróleo disminuyeron
24%.
Debido a una mayor caída en la producción que en el caso de las reservas, entre el 31 de diciembre
de 2012 y el 31 de diciembre de 2013, la relación reservas/producción de petróleo se incrementó
1%, alcanzando los 11,4 años. A diferencia del gas natural, esta relación se mantuvo relativamente
estable y levemente creciente desde 2002, siendo incluso 12% mayor que entonces. Esto responde
a que en el período analizado la caída en la producción fue mayor que la caída en las reservas.
2
IRn = [Rn – Rn-1 / Pn] +1, donde IR es el índice de reposición de reservas, R las reservas al final del período, y P la producción del
período.
3
INTRODUCCIÓN
El presente trabajo está basado en datos publicados por la Secretaría de Energía de la Nación sobre
las reservas de hidrocarburos de la República Argentina correspondientes al 31 de diciembre 2013.
Salvo indicación contraria, el presente informe analiza los datos de reservas comprobadas y
probables de petróleo y de gas natural hasta el final de la Vida Útil de los yacimientos.
Los datos publicados por la Secretaría de Energía dan cuenta de una interrupción en la caída de las
reservas de gas natural en el año 2013 respecto a 2012, fenómeno que se observó
ininterrumpidamente en nuestro país desde el año 2000, y de la persistencia en la caída de las
reservas comprobadas de petróleo, que se observa desde el año 1999, exceptuando una
recuperación en 2006.
Las reservas comprobadas de gas natural se incrementaron 4% entre el 31 de diciembre de 2012
y la misma fecha de 2013, y acumulan una caída de 51% desde el año 2002. Por su parte, las
reservas comprobadas de petróleo cayeron 1% entre 2012 y 2013, disminuyendo 17% desde el
año 2002.
Cuadro 1: Variación de las reservas comprobadas de hidrocarburos en Argentina– 2002-2013
2002
3
Reservas Comprobadas de gas natural [MMm ]
3
Reservas Comprobadas de petróleo [Mm ]
Total [MMTEP]
2012
Variación
Variación
2013
2002-2013
2012-2013
[%]
4,04%
-1,05%
1,28%
663.550
315.508
328.260
[%]
-51%
448.476
1.075
374.289
607
370.374
615
-17%
-43%
Elaboración Propia
Fuente: Secretaría de Energía
Las reservas comprobadas totales (petróleo + gas natural), eran al 31 de diciembre de 2013 de
aproximadamente 615 millones de TEP (4,4 mil millones de bep). Las mismas se incrementaron
1,28% entre 2012 y 2013, interrumpiendo la tendencia que se mantuvo durante el período
estudiado, en el que acumuló una caída del 44%. Al computar la producción, se obtiene una
relación reservas/producción de 9,4 años. En 2002, este indicador arrojaba 12,3 años.
En cuanto al esfuerzo exploratorio, medido en cantidad de pozos de exploración terminados, de
acuerdo a datos publicados por la Secretaría de Energía, se observa una recuperación en los años
2011, 2012 y 2013 respecto a los años anteriores, y muestra un incremento del 47% respecto a la
década comprendida entre 2000 y 2009. Sin embargo, el promedio anual de pozos de exploración
terminados entre 2010 y 2013 es aun 29% menor que el promedio de la década del 80 y 16% menor
que en la década del 90. En 2013 se terminaron 83 pozos de exploración, 15% menos que los 98
pozos terminados en 2012.
4
Figura 1: Evolución de las reservas comprobadas de hidrocarburos [MMTEP] – 2002-2013
1.200
[Millones de TEP]
1.000
800
600
400
200
2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013
Elaboración Propia
Fuente: Secretaría de Energía
Figura 2: Evolución del horizonte de reservas comprobadas totales de hidrocarburos (R/P)
[Años] – 2002-2013
Horizonte de reservas de hidrocarburos
[Años]
14,0
12,0
10,0
8,0
6,0
4,0
2,0
0,0
2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013
Elaboración Propia
Fuente: Secretaría de Energía
5
EVOLUCIÓN DE LAS RESERVAS DE GAS NATURAL EN ARGENTINA
Reservas comprobadas de gas natural – total país
Al 31 de diciembre de 2013, las reservas comprobadas de gas natural eran de 328.260MMm3, 4%
por encima de las reservas comprobadas al 31 de diciembre de 2012, pero aún 51% menores que
las reservas comprobadas al 31 de diciembre de 2002.
Desde su valor máximo histórico (año 2000), las reservas comprobadas de gas natural acumulan
una caída del 57,8%.
Durante 2013, mientras que las reservas comprobadas de gas natural se incrementaron, la
producción se redujo en 5,5%. Entre el 31 de diciembre de 2012 y el 31 de diciembre de 2013 se
produjeron 41.708 millones de metros cúbicos de gas natural, incrementándose las reservas
comprobadas 12.752 MMm3. Esto implica, para toda la industria, un índice de reposición3 de
reservas comprobadas de gas natural de 1,31 en el período, lo que implica que por cada m3
producido de gas natural, se repusieron 1,31 m3 de reservas.
Cuadro 2: Variación de las reservas comprobadas y producción de gas natural – 2002-2013
2002
Reservas Comprobadas de gas natural [MMm3]
Producción de gas natural [MMm3]
Horizonte de reservas [Años]
663.403
46.519
14,3
2012
315.508
44.124
7,2
Variación
Variación
2013
2002-2013
2012-2013
328.260
41.708
7,9
[%]
-51%
-10%
-45%
[%]
4,0%
-5,5%
10,1%
Elaboración Propia
Fuente: Secretaría de Energía
3
IRn = [Rn – Rn-1 / Pn] +1, donde IR es el índice de reposición de reservas, R las reservas al final del período, y P la producción del
período.
6
700.000
60.000
600.000
50.000
500.000
40.000
400.000
30.000
300.000
20.000
200.000
Producción [MMm3]
Reservas P1 [MMm3]
Figura 3: Evolución de las reservas comprobadas y producción de gas natural – 2002-2013
10.000
100.000
Reservas Comprobadas
2013
2012
2011
2010
2009
2008
2007
2006
2005
2004
2003
-
2002
-
Producción
Elaboración Propia
Fuente: Secretaría de Energía
Debido a la conjunción entre el incremento de las reservas comprobadas de gas natural y la
persistencia en la caída de la producción, el horizonte de reservas presenta una leve recuperación
respecto a 2012, situándose en 7,9 años al 31 de diciembre de 2013, es decir 8,4 meses por encima
de la relación reservas/producción del año anterior, y 6,4 años (77 meses) menor que la relación
observada al 31 de diciembre de 2002 (14,3 años).
Figura 4: Evolución del horizonte de reservas de gas natural (R/P) [Años] – 2002-2013
Horizonte de reservas de gas natural
[Años]
16,0
14,0
12,0
10,0
8,0
6,0
4,0
2,0
0,0
200220032004200520062007200820092010201120122013
Elaboración Propia
Fuente: Secretaría de Energía
7
Reservas probables, posibles y recursos de gas natural – total país
Según la definición aprobada por la Secretaría de Energía en la Resolución 324/2006, “las reservas
probables son aquellas reservas no comprobadas que sobre la base del análisis de los datos
geológicos y de ingeniería, sugieren que son menos ciertas que las reservas comprobadas, y que es
más probable que sean producidas a que no lo sean. En este contexto, cuando se han utilizado
procedimientos probabilísticos, el término "probable" implica que debe haber por lo menos el
cincuenta por ciento (50%) de probabilidad que la recuperación final igualará o excederá la suma
de las reservas comprobadas más las reservas probables”.
Las reservas probables de gas natural se redujeron 1% entre 2012 y 2013, acumulando una caída
del 37% entre 2002 y 2012.
Como puede observarse, la suma entre reservas comprobadas y probables arroja un incremento
del 3,1% al comparar los datos al 31 de diciembre de 2012 y el 31 de diciembre de 2013.
Figura 5: Evolución de reservas comprobadas y probables de gas natural [MMm3] – 2002-2013
800.000
700.000
[MMm3]
600.000
500.000
400.000
300.000
200.000
100.000
0
2006
2007
2008
Reservas comprobadas (P1)
2009
2010
2011
2012
2013
Reservas probables (P2)
Elaboración Propia
Fuente: Secretaría de Energía
Las reservas posibles de gas natural, que son menos factibles de ser comercialmente
recuperables que las reservas probables, disminuyeron 7,4% entre el 31 de diciembre de
2012 y el mismo día de 2013, acumulando desde 2002 una caída del 46%.
Por su parte, los recursos, que podrían ser recuperados bajo las condiciones tecnológicas
existentes en el momento de la evaluación, pero que no presentan viabilidad económica o
comercialidad de la explotación, aumentaron 5,2% entre 2012 y 2013, acumulando un
incremento del 44% si se compara con el año 2002. Cabe destacar que la cuantía de dicho
8
incremento no refleja que se haya incorporado una proporción significativa de los recursos
anunciados de gas no convencional.
Cuadro 3: Variación de reservas comprobadas, probables, posibles y recursos de gas
natural [MMm3] – 2006-2013
Reservas
Reservas
Reservas
Reservas
comprobadas probables
posibles Recursos
P1 + P2/2
(P1)
(P2)
(P3)
3
3
3
[MMm ]
[MMm ] [MMm ] [MMm3] [MMm3]
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
Var 2006-2013 [%]
Var 2012-2013 [%]
446.156
441.974
398.529
378.820
358.712
332.510
315.508
328.260
-26%
4,0%
227.039
202.673
141.512
156.400
132.789
137.398
143.269
142.011
-37%
-0,9%
559.676
543.311
469.285
457.020
425.107
401.209
387.143
399.265
-29%
3,1%
251.709
201.571
201.898
208.548
180.237
155.601
145.814
135.033
-46%
-7,4%
148.374
124.473
245.199
206.825
206.742
197.608
203.847
214.391
44%
5,2%
Elaboración Propia
Fuente: Secretaría de Energía
9
Reservas comprobadas de gas natural – por cuenca
Figura 6: Participación en las reservas comprobadas de gas natural por cuenca – 2013
Elaboración Propia
Fuente: Secretaría de Energía
Tanto en términos absolutos como relativos, la mayor parte del incremento de las reservas
comprobadas de gas natural producido entre 2012 y 2013es explicado por la Cuenca Austral, con
un incremento de 9.874 MMm3, que equivale al 9,8% de sus reservas. Este incremento interrumpió
la caída observada en esta cuenca desde el año 2005. La mayor parte de este crecimiento se
observa en áreas offshore pertenecientes al Estado Nacional, operadas por Total Austral (TauroSirius y Carina-Fénix), y en Las Violetas (ROCH, on shore – Tierra del Fuego).
Las reservas comprobadas de gas natural de Cuenca Neuquina, crecieron 3,9%, con un incremento
de 5.261 MMm3, concentrándose el mismo principalmente en la provincia de Neuquén, en áreas
operadas por YPF (Loma Campana, Rincón del Mangrullo, Aguada Toledo - Sierra Barrosa) y de PAE
(Lindero Atravesado).
La suma de las cuencas mencionadas representa el 73% de las reservas comprobadas, y acumulan
caídas del 60% en el caso de la Neuquina y del 26% en el caso de la Austral desde el 31 de diciembre
de 2002.
10
La Cuenca del Golfo San Jorge, por su parte, presentó respecto a 2012 una caída del 1,2%, mientras
que las cuencas Cuyana y Noroeste presentaron disminuciones del 2,2% y del 5,6%,
respectivamente.
Cuadro 4: Variación de las reservas comprobadas de gas natural por cuenca – 2002-2013
2002
2012
[MMm3]
[MMm3]
Variación Variación Participación
2002-2013 2012-2013
2013
3
[MMm ]
[%]
[%]
[%]
129.481
545
344.447
40.289
148.641
663.403
31.820
761
133.699
48.446
100.781
315.508
30.052
744
138.960
47.849
110.655
328.260
Cuenca
NOROESTE
CUYANA
NEUQUINA
G. SAN JORGE
AUSTRAL
TOTAL PAÍS
2013
-77%
37%
-60%
19%
-26%
-51%
-5,6%
-2,2%
3,9%
-1,2%
9,8%
4,0%
9,2%
0,2%
42,3%
14,6%
33,7%
100%
Elaboración Propia
Fuente: Secretaría de Energía
Reservas comprobadas de gas natural – por provincia
Figura 7: Participación en las reservas comprobadas de gas natural por provincia – 2013
La Pampa
+14,5%
P:1,3%
Elaboración Propia
Fuente: Secretaría de Energía
11
Entre 2012 y 2013 la mayor parte de las provincias incrementaron sus reservas comprobadas de
gas natural, destacándose en términos absolutos el incremento de las reservas comprobadas en
áreas offshore pertenecientes al Estado Nacional (+9.357 Mm3, +18%), seguida de la Provincia de
Neuquén (+3.939 Mm3, +3,4%), provincia que concentra la mayor proporción de reservas y de
producción de gas natural del país.
Si bien tienen una baja participación en las reservas totales del país, se destaca también el
incremento de las reservas en las provincias de Mendoza (+21%) y de La Pampa (+14,5%).
Por último, la provincia de Salta presenta una caída del 5,6% respecto al 31 de diciembre de 2012,
por 1.775 Mm3.
Cuadro 5: Variación de las reservas comprobadas de gas natural por provincia [MMm3]– 2012-2013
2012
Provincia
[MMm3]
138
Formosa
34
Jujuy
31.648
Salta
5.472
Mendoza
117.391
Neuquén
3.710
La Pampa
7.888
Río Negro
33.467
Chubut
32.236
Santa Cruz
31.666
Tierra del Fuego
51.858
Estado Nacional
Total
315.508
Elaboración Propia
Fuente: Secretaría de Energía
[MMm3]
145
34
29.873
6.620
121.330
4.247
7.507
32.846
32.572
31.870
61.215
var
2012-2013
[%]
5,1%
0,0%
-5,6%
21,0%
3,4%
14,5%
-4,8%
-1,9%
1,0%
0,6%
18,0%
328.260
4,0%
2013
Participación Producción
2013
2013
R/P
[%]
0,04%
0,01%
9,1%
2,0%
37,0%
1,3%
2,3%
10,0%
9,9%
9,7%
18,6%
[MMm3]
27
4
3.228
2.482
18.114
442
1.662
3.370
3.931
3.500
4.947
[Años]
5,3
7,7
9,3
2,7
6,7
9,6
4,5
9,7
8,3
9,1
12,4
100,0%
41.708
7,9
12
Reservas comprobadas de gas natural – por operador
Cinco de los diez operadores analizados presentaron entre 2012 y 2013 incrementos en sus
reservas comprobadas de gas natural, destacándose el incremento del 19% en las reservas
comprobadas en áreas operadas por YPF, y del 4,3% en los casos de Total Austral y de Pan
American Energy, representando estas tres operadoras el 71,5% de las reservas comprobadas de
gas del país.
En el caso de YPF, la mayor parte del crecimiento se explica por el incremento de las reservas en
áreas de producción no convencional, como Rincón del Mangrullo (tight) y Loma Campana (shale).
En cuanto a Total Austral, la mayor parte de este incremento se observa en áreas offshore
pertenecientes al Estado Nacional, operadas por esta empresa (Tauro-Sirius y Carina-Fénix).
Respecto a PAE, el mayor incremento en sus reservas se concentra en el yacimiento Lindero
Atravesado (tight).
Cabe destacar también el incremento del 23,1% en el conjunto de las operadoras menores (con
participaciones individuales menores al 2%, pero que suman conjuntamente el 7,1% de las
reservas comprobadas totales).
En cuanto a la variación entre 2002 y 2013 de las reservas comprobadas de gas natural por
operador, realizando un análisis área por área (es decir, teniendo en cuenta las transferencias de
activos entre empresas, sus fusiones y adquisiciones), se observa que a excepción de Apache y
Sinopec (que adquirió la empresa OXY Argentina en 2010), el resto de las diez principales empresas
operadoras del país disminuyeron sus reservas comprobadas de gas natural en el período.
13
Cuadro 6: Variación de las reservas comprobadas de gas natural por operador [MMm3]– 2002-2013
Operador
2002
[MMm3]
2012
[MMm3]
2013
[MMm3]
var
2002-2013
[%]
TOTAL AUSTRAL
PAN AMERICAN ENERGY
YPF
PETROBRASi
PLUSPETROLii
APACHEiii
PETROLERA LF COMPANY
TECPETROLiv
ENAPSIPETROL
SINOPECv
Otros
Total
155.268
60.625
195.826
47.716
79.856
9.367
23.399
32.783
12.048
4.015
42.647
663.550
114.920
57.167
46.473
17.364
13.554
11.252
10.245
9.103
8.819
7.596
19.014
315.508
119.805
59.622
55.352
15.248
9.841
10.401
9.767
8.067
9.055
7.689
23.414
328.260
-22,8%
-1,7%
-71,7%
-68,0%
-87,7%
11,0%
-58,3%
-75,4%
-24,8%
91,5%
-45,1%
-50,5%
var
2012-2013
[%]
Part.
2013
[%]
2013
[MMm3]
4,3%
4,3%
19,1%
-12,2%
-27,4%
-7,6%
-4,7%
-11,4%
2,7%
1,2%
23,1%
4,0%
36,5%
18,2%
16,9%
4,6%
3,0%
3,2%
3,0%
2,5%
2,8%
2,3%
7,1%
100%
12.329
4.747
10.534
3.548
2.339
1.488
1.189
1.336
811
774
2.613
41.708
Prod.
Elaboración Propia
Fuente: Secretaría de Energía
Notas:
i) Incluye en 2002 áreas de PECOM Energía y de Petrolera Santa Fe.
ii) Incluye en 2002 áreas de Petrolera Santa Fe
iii) Incluye en 2002 áreas de Pioneer Natural Resources
iv) Incluye en 2002 áreas de CGC
v) Incluye en 2002 áreas de Vintage Oil (luego Occidental Exploration and Production – OXY)
14
EVOLUCIÓN DE LAS RESERVAS DE PETRÓLEO EN ARGENTINA
Reservas comprobadas de petróleo – total país
Al 31 de diciembre de 2013, las reservas comprobadas de petróleo eran de 370.374 Mm3 (2,33 mil
millones de barriles), 17% menores que las reservas comprobadas al 31 de diciembre de 2002 y
1% por debajo de las reservas comprobadas al 31 de diciembre de 2012.
Las reservas comprobadas cayeron a un ritmo menor que el de la caída de la producción: mientras
que en 2013 la producción de petróleo fue 2% menor que en 2012, las reservas comprobadas
disminuyeron 1%.
Entre el 31 de diciembre de 2012 y el 31 de diciembre de 2013 se produjeron 32.461 Mm3 de
petróleo, disminuyendo las reservas comprobadas en 3.915 Mm3. Esto implica, para toda la
industria, un índice de reposición de reservas comprobadas de petróleo del 88% en el período, lo
que da cuenta de una pérdida neta de reservas.
Desde su valor máximo histórico (año 1999), las reservas comprobadas de petróleo acumulan una
caída del 24%.
Cuadro 7: Variación de las reservas comprobadas y producción de petróleo – 2002-2013
2002
Reservas Comprobadas de petróleo [Mm3]
Producción de petróleo [Mm3]
Horizonte de reservas [Años]
448.425
43.953
10,2
2012
374.289
33.139
11,3
Variación
Variación
2013
2002-2013
2012-2013
370.374
32.461
11,4
[%]
-17%
-26%
12%
[%]
-1%
-2%
1%
Elaboración Propia
Fuente: Secretaría de Energía
15
Reservas Comprobadas
Producción [Mm3]
2013
2012
2011
2010
2009
2008
2007
2006
2005
2004
50.000
45.000
40.000
35.000
30.000
25.000
20.000
15.000
10.000
5.000
-
2003
500.000
450.000
400.000
350.000
300.000
250.000
200.000
150.000
100.000
50.000
-
2002
Reservas P1 [Mm3]
Figura 8: Evolución de las reservas comprobadas y producción de petróleo – 2002-2013
Producción
Elaboración Propia
Fuente: Secretaría de Energía
Debido a una mayor caída en la producción que en el caso de las reservas, entre el 31 de diciembre
de 2012 y el 31 de diciembre de 2013, la relación reservas/producción de petróleo se incrementó
1%, alcanzando los 11,4 años. A diferencia del gas natural, esta relación se mantuvo relativamente
estable y levemente creciente desde 2002, siendo incluso 12% mayor que entonces. Esto responde
a que en el período analizado la caída en la producción fue mayor que la caída en las reservas.
Figura 9: Evolución del horizonte de reservas de petróleo (R/P) [Años] – 2002-2013
Horizonte de reservas de petróleo
[Años]
18
16
14
12
10
8
6
4
2
0
2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013
Elaboración Propia
Fuente: Secretaría de Energía
16
Reservas probables, posibles y recursos de petróleo – total país
Las reservas probables de petróleo se incrementaron 6,5% entre 2012 y 2013, y acumulan una
caída del 11% entre 2006 y 2012.
Figura 10: Evolución de reservas comprobadas y probables de petróleo [Mm3] – 2006-2013
600.000
500.000
[Mm3]
400.000
300.000
200.000
100.000
0
2006
2007
2008
2009
Reservas comprobadas (P1)
2010
2011
2012
2013
Reservas probables (P2)
Elaboración Propia
Fuente: Secretaría de Energía
Por su parte, las reservas posibles de petróleo presentaron entre el 31 de diciembre de 2012 y el
mismo día de 2013 una disminución del 1,5%, acumulando una caída del 58% desde 2006, mientras
que los recursos, que podrían ser recuperados bajo las condiciones tecnológicas existentes en el
momento de la evaluación, pero que no presentan viabilidad económica o comercialidad de la
explotación, se incrementaron notablemente en 79% entre los dos últimos años de estudio, siendo
420% mayores que en 2006. El 87% de dicho incremento entre los años 2012 y 2013 es explicado
por el incremento de recursos en el área de Loma Campana, operada por YPF.
Frente a este incremento, cabe tener presentes las definiciones brindadas anteriormente sobre la
factibilidad de la explotación comercial de dichos recursos.
17
Cuadro 8: Variación de reservas comprobadas, probables, posibles y recursos de petróleo
[Mm3] – 2006-2013
Reservas
Reservas
Reservas
Reservas
comprobadas probables
posibles Recursos
P1 + P2/2
(P1)
(P2)
(P3)
[Mm3]
[Mm3]
[Mm3]
[Mm3]
[Mm3]
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
Var 2006-2013 [%]
Var 2012-2013 [%]
411.262
415.913
400.697
399.296
401.462
393.996
374.289
370.374
-10%
-1,0%
148.664
150.140
131.644
136.129
140.461
131.534
124.249
132.287
-11%
6,5%
485.594
490.983
466.519
467.361
471.693
459.763
436.414
436.518
-10%
0,0%
219.430
140.868
110.786
116.189
117.937
101.186
92.527
91.101
-58%
-1,5%
28.403
48.442
185.589
90.112
78.969
73.986
82.527
147.589
420%
78,8%
Elaboración Propia
Fuente: Secretaría de Energía
18
Reservas comprobadas de petróleo – por cuenca
Figura 11: Participación en las reservas comprobadas de petróleo por cuenca – 2013
Noroeste
-2,3%, P: 1%
Elaboración Propia
Fuente: Secretaría de Energía
Entre 2012 y 2013 se observa una disminución de las reservas comprobadas de petróleo en todas
las cuencas a excepción de la Austral, que presentó un incremento del 7,2% y representa el 3,7%
de las reservas comprobadas totales. Sin embargo, esta cuenca acumula desde 2002 una caída del
44%.
La Cuenca del Golfo San Jorge, que contiene el 68% de las reservas comprobadas de petróleo del
país, se mantuvo relativamente estable respecto a años anteriores, presentando una caída del
0,3% en sus reservas comprobadas de petróleo entre 2012 y 2013, siendo las mismas aun 34%
mayores que las del 31 de diciembre de 2002, incremento explicado principalmente por la
incorporación de 51.525 Mm3 de reservas en Cerro Dragón en 2006. Esta leve disminución del 0,3%
en las reservas comprobadas respecto al año anterior se alinea con la tendencia observada en
2012, en que presentó su mayor caída (2%) desde 2006.
La Cuenca Neuquina, la segunda en importancia, con una participación del 21%en el total,
presentó el 31 de diciembre de 2013 una disminución del 3,2% respecto a 2012, acumulando una
caída del 56% desde 2002.
19
La cuenca Noroeste, con una participación del 1%, muestra una caída en sus reservas del 2,3%
respecto a 2012, acumulando una caída desde 2002 del 82%.
Cuadro 9: Variación de las reservas comprobadas de petróleo por cuenca – 2002-2013
2002
2012
2013
[Mm3]
[Mm3]
[Mm3]
25.326
31.097
179.391
188.040
24.416
448.270
4.677
23915
81.224
251.824
12.649
374.289
4.568
22480
78.604
251.163
13.559
370.374
Cuenca
NOROESTE
CUYANA
NEUQUINA
G. SAN JORGE
AUSTRAL
TOTAL PAÍS
Variación Variación Participación
2003-2013 2012-2013
2013
[%]
[%]
[%]
Elaboración Propia
Fuente: Secretaría de Energía
-82%
-28%
-56%
34%
-44%
-17%
-2,3%
-6,0%
-3,2%
-0,3%
7,2%
-1,0%
1%
6,1%
21%
68%
3,7%
100%
La Pampa
+14,5%
Reservas comprobadas de petróleo – por provincia
Figura 12: Participación en las reservas comprobadas de petróleo por provincia – 2013
E.N
+5,5%;
P: 1%
+15,4%
P: 1,3%
Salta
-0,4%;
P: 1%
Elaboración Propia
Fuente: Secretaría de Energía
20
Entre el 31 de diciembre de 2012 y el mismo día de 2013, se destacan en términos absolutos las
caídas en las reservas de las provincias de Río Negro (-2.688 Mm3, -18,9%); Mendoza (-2.326 Mm3,
-5,5%) y Chubut, principal productora de petróleo, con una disminución de 1.409 Mm3, que
representan, en relación a las reservas de la provincia, una caída del 0,8%.
Por su parte, la Provincia de Neuquén fue la que presentó en 2013 el mayor aporte para compensar
esta caída, de 1.128 Mm3, resultante de un incremento del 2,8% de su producción.
Cuadro 10: Variación de las reservas comprobadas de petróleo por provincia [Mm3]– 2012-2013
2012
Provincia
[Mm3]
821
Formosa
128
Jujuy
3.728
Salta
40.714
Mendoza
40.535
Neuquén
9.643
La Pampa
14.247
Río Negro
168.073
Chubut
88.810
Santa Cruz
4.030
Tierra del Fuego
3.560
Estado Nacional
Total
374.289
Elaboración Propia
Fuente: Secretaría de Energía
[Mm3]
741
113
3.714
38.478
41.663
9.385
11.559
166.664
89.653
4.649
3.755
var
2012-2013
[%]
-9,7%
-11,7%
-0,4%
-5,5%
2,8%
-2,7%
-18,9%
-0,8%
0,9%
15,4%
5,5%
370.374
-1,0%
2013
Participación Producción
2013
2013
R/P
[%]
0,20%
0,03%
1,0%
10,4%
11,2%
2,5%
3,1%
45,0%
24,2%
1,3%
1,0%
[Mm3]
144
16
383
4.530
6.481
1.565
2.441
8.867
6.980
712
341
[Años]
5,1
7,2
9,7
8,5
6,4
6,0
4,7
18,8
12,8
6,5
11,0
100%
32.461
11,4
21
Reservas comprobadas de petróleo – por operador
De los diez principales operadores, sólo YPF incrementó de manera significativa sus reservas
comprobadas de petróleo, con un incremento del 3,9% sobre sus reservas al 31 de diciembre de
2012, de 3.194 Mm3, que equivale al 0,9% de las reservas totales del país.
La mayor parte de dicho incremento se concentró en yacimientos no convencionales en Loma
Campana, y por la adquisición de las operaciones de Petrobras en Puesto Hernández (Neuquén)4,
que tienen su correlato en la disminución de las reservas comprobadas en áreas operadas por esta
última, que disminuyeron 35,2% en el período.
Exceptuando ligeros incrementos por parte de Pan American Energy (+0,3%) y CAPSA (+0,2%), el
resto de las principales operadoras disminuyeron sus reservas comprobadas de petróleo entre
2012 y 2013.
Entre 2002 y 2012, de las 10 principales operadoras, sólo Pan American Energy y Sinopec
incrementaron sus reservas comprobadas de petróleo.
Cuadro 11: Variación de las reservas comprobadas de petróleo por operador [Mm3]– 2002-2013
2002
[Mm3]
2012
[Mm3]
2013
[Mm3]
var
2002-2013
[%]
70.880
152.871
153.256
116,2%
0,3%
41%
5.713
157.526
82.902
86.096
-45,3%
3,9%
23%
11.944
31.792
38.333
38.229
20,2%
-0,3%
10%
2.139
21.541
13.215
12.722
-40,9%
-3,7%
3%
2.343
11.859
11.231
11.252
-5,1%
0,2%
3%
605
TECPETROL
26.851
11.620
9.836
-63,4%
-15,4%
3%
1.227
CHEVRON ARGENTINA
TOTAL AUSTRAL
30.593
14.227
9.647
8.557
8.420
8.267
-72,5%
-41,9%
-12,7%
-3,4%
2%
2%
1.469
951
PETROBRASiv
51.086
10.630
6.886
-86,5%
-35,2%
2%
2.119
Otros
Total
30.451
448.476
29.793
374.289
35.412
370.374
16,3%
-17,4%
18,9%
-1,0%
10%
100%
3.953
32.461
Operador
PAN AMERICAN
ENERGY
YPF
i
SINOPEC
PLUSPETROL
ii
CAPSA
iii
var
2012-2013
[%]
Part.
2013
[%]
2013
[Mm3]
Prod.
Elaboración Propia
Fuente: Secretaría de Energía
Notas:
i) Incluye en 2002 áreas de Vintage Oil (luego Occidental Exploration and Production – OXY)
ii) Incluye en 2002 áreas de Petrolera Santa Fe
iii) Incluye en 2002 áreas de CGC
4
En rigor, la operación se concretó en enero de 2014, sin embargo el informe presenta a esta área bajo el control de
YPF al 31.12.2013. http://www.ypf.com/InversoresAccionistas/YPF%20Hechos%20Relevantes/31-012014%20BCBA%20%20Puesto%20Hern%C3%A1ndez.pdf
22
iv) Incluye en 2002 áreas de PECOM Energía y de Petrolera Santa Fe)
ANEXO: RESERVAS COMPROBADAS DE GAS NATURAL Y DE PETRÓLEO
POR CUENCA
Reservas de gas natural
Cuadro A1: Evolución de las reservas comprobadas de gas natural por cuenca [MMm3]– 2002-2013
CUENCA
NOROESTE
CUYANA
NEUQUINA
G. SAN JORGE
AUSTRAL
TOTAL PAÍS
2002
129.481
545
344.447
40.289
148.641
663.403
2003
124.511
516
311.053
38.048
138.602
612.730
2004
97.928
462
286.670
36.741
152.043
573.844
2005
74.740
314
204.683
35.503
123.711
438.951
2006
75.641
692
202.543
43.642
123.638
446.156
2007
83.284
519
194.325
41.047
122.799
441.974
2008
61.893
566
176.888
42.963
116.219
398.529
2009
61.845
925
157.611
44.398
114.041
378.820
2010
43.643
1.081
161.529
45.917
106.557
358.726
2011
33.644
1.060
145.295
48.559
103.953
332.510
2012
31.820
761
133.699
48.446
100.781
315.508
Elaboración Propia
Fuente: Secretaría de Energía
Reservas comprobadas de gas natural
[MMm3]
Figura A1: Evolución de las reservas comprobadas de gas natural por cuenca [MMm3]– 2002-2013
400.000
350.000
300.000
250.000
200.000
150.000
100.000
50.000
0
2002
2003
NOROESTE
2004
2005
CUYANA
2006
2007
NEUQUINA
2008
2009
G. SAN JORGE
2010
2011
2012
2013
AUSTRAL
Elaboración Propia
Fuente: Secretaría de Energía
23
2013
30.052
744
138.960
47.849
110.655
328.260
Reservas de petróleo
Cuadro A2: Evolución de las reservas comprobadas de petróleo por cuenca [Mm3]– 2002-2013
CUENCA
2002
2003
2004
NOROESTE
25.326 19.308 11.172
CUYANA
31.097 28.879 27.767
NEUQUINA
179.391 161.803 147.614
G. SAN JORGE 188.040 195.887 188.127
AUSTRAL
24.416 19.236 21.324
TOTAL PAÍS
448.270 425.113 396.003
Elaboración Propia
Fuente: Secretaría de Energía
2005
9.155
27.784
118.066
179.297
14.795
349.096
2006
7.633
24.926
111.976
252.190
14.537
411.262
2007
8.597
25.153
117.796
248.903
15.465
415.913
2008
6.783
26.279
105.235
247.865
14.563
400.724
2009
7.290
33.617
100.316
244.427
13.647
399.296
2010
6.307
33.542
94.252
253.758
13.449
401.308
2011
5.116
33.057
84.912
257.968
12.943
393.996
2012
4.677
23.915
81.224
251.824
12.649
374.289
Figura A2: Evolución de las reservas comprobadas de petróleo por cuenca [Mm3]– 2002-2013
Reservas comprobadas de petróleo
[Mm3]
300.000
250.000
200.000
150.000
100.000
50.000
0
2002
2003
NOROESTE
2004
2005
CUYANA
2006
2007
NEUQUINA
2008
2009
2010
G. SAN JORGE
2011
2012
2013
AUSTRAL
Elaboración Propia
Fuente: Secretaría de Energía
24
2013
4.568
22480
78.604
251.163
13.559
370.374
ANEXO: RESERVAS COMPROBADAS y PRODUCCIÓN DE GAS NATURAL Y DE
PETRÓLEO 1980-2013
Figura A3: Evolución de reservas comprobadas y producción de gas natural [MMm3]– 1980-2013
900.000
60.000
50.000
700.000
600.000
40.000
500.000
30.000
400.000
300.000
20.000
200.000
10.000
100.000
Reservas Comprobadas
2012
2010
2008
2006
2004
2002
2000
1998
1996
1994
1992
1990
1988
1986
1984
1982
-
1980
-
Producción
Elaboración Propia
Fuente: Secretaría de Energía– IAPG- IAE “General Mosconi”- YPF
Figura A4: Evolución del horizonte de reservas de gas natural (R/P) [Años] – 1980-2012
Horizonte de reservas de gas natural
[Años]
60
50
40
30
20
10
0
1980 1982 1984 1986 1988 1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012
Elaboración Propia
Fuente: Secretaría de Energía– IAPG- IAE “General Mosconi”- YPF
25
Producción [MMm3]
Reservas P1 [MMm3]
800.000
600.000
60.000
500.000
50.000
400.000
40.000
300.000
30.000
200.000
20.000
100.000
10.000
Reservas Comprobadas
2012
2010
2008
2006
2004
2002
2000
1998
1996
1994
1992
1990
1988
1986
1984
1982
-
1980
-
Producción [Mm3]
Reservas P1 [Mm3]
Figura A5: Evolución de reservas comprobadas y producción de petróleo [Mm3]– 1980-2013
Producción
Elaboración Propia
Fuente: Secretaría de Energía– IAPG- IAE “General Mosconi”- YPF
Figura A6: Evolución del horizonte de reservas de petróleo (R/P) [Años] – 1980-2012
Horizonte de reservas de petróleo
[Años]
18
16
14
12
10
8
6
4
2
0
1980 1982 1984 1986 1988 1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012
Elaboración Propia
Fuente: Secretaría de Energía– IAPG- IAE “General Mosconi”- YPF
26
ANEXO: Evolución de la cantidad de pozos de exploración terminados
Figura A8: Evolución de la cantidad promedio de pozos de exploración terminados por década
1980-2013
Promedio anual de pozos
terminados de exploración
120
100
80
60
40
20
0
1980-1989
1990-1999
2000-2009
2010-2013
Década
Elaboración Propia
Fuente: Secretaría de Energía– IAPG- IAE “General Mosconi”- YPF
Nota: para la confección de esta figura se han privilegiado los datos provenientes de fuentes oficiales (SEN) por sobre
datos privados
Figura A8: Evolución de la cantidad de pozos de exploración terminados 1980-2013
Cantidad de pozos de exploración
terminados
160
140
120
100
80
60
40
20
0
Elaboración Propia
Fuente: Secretaría de Energía– IAPG- IAE “General Mosconi”- YPF
Nota: para la confección de esta figura se han privilegiado los datos provenientes de fuentes oficiales (SEN) por sobre
datos privados
27
ANEXO: Definiciones sobre reservas y recursos establecidas en la
Resolución 324/2006 de la Secretaría de Energía de la Nación
La resolución 324/2006 de la Secretaría de Energía de la Nación establece que las empresas permisionarias
de exploración y concesionarias de explotación de hidrocarburos deberán presentar en forma anual, a
efectuarse hasta el 31 de marzo del año siguiente al que se certifica, información correspondiente a las
RESERVAS COMPROBADAS, PROBABLES y POSIBLES, y los RECURSOS de petróleo crudo y gas natural, según
corresponda, tanto hasta el final del período de cada concesión, como hasta el final de la vida útil de cada
yacimiento, según las definiciones que se transcriben a continuación.
1. RESERVAS:
Son aquellos volúmenes estimados de hidrocarburos líquidos y gaseosos (petróleo crudo, condensado o
gasolina natural, gas natural, líquidos provenientes del gas natural y sustancias asociadas), que se anticipa
podrán ser comercialmente recuperados en un futuro definido de reservorios conocidos, bajo las
condiciones económicas, el régimen legal y las prácticas de producción imperantes a la fecha de esa
estimación.
En relación a las prácticas de producción, sólo serán considerados en las definiciones y posterior
clasificación, aquellos hidrocarburos líquidos o gaseosos normalmente producidos a través de pozos y con
viscosidad no superior a DIEZ MIL (10.000) centipoises en las condiciones de presión y temperatura
originales del yacimiento.
Todas las estimaciones de reservas involucran cierto grado de incertidumbre, que depende principalmente
de la cantidad de datos confiables de geología e ingeniería disponibles al momento de efectuar la
estimación, y de la interpretación de esos datos.
El grado de incertidumbre relativo puede ser acotado clasificando las reservas como COMPROBADAS y NO
COMPROBADAS.
Las reservas NO COMPROBADAS tienen menor certeza en la recuperación que las RESERVAS
COMPROBADAS y pueden además clasificarse en RESERVAS PROBABLES y RESERVAS POSIBLES, denotando
progresivamente incrementos en el grado de incertidumbre en la recuperación de las mismas.
Las reservas no incluyen los volúmenes de hidrocarburos líquidos o gaseosos mantenidos en inventarios, y
si fuera necesario pueden reducirse para uso o pérdidas de procesamiento para los informes financieros.
Las reservas pueden ser producidas por energía natural del reservorio o por la aplicación de métodos de
recuperación mejorada. Los métodos de recuperación mejorada incluyen a todos los métodos que
suministran energía adicional a la energía natural o alteran las fuerzas naturales en el reservorio para
incrementar la recuperación final. Ejemplos de tales métodos son: mantenimiento de presión, reciclo,
inyección de agua, métodos térmicos, inyección de químicos y el uso de fluidos de desplazamiento miscible
e inmiscible. Otros métodos de recuperación mejorada pueden ser desarrollados en el futuro a medida que
la tecnología de la industria del petróleo evolucione.
28
2. RESERVAS COMPROBADAS:
Las RESERVAS COMPROBADAS o PROBADAS son aquellas reservas de hidrocarburos que de acuerdo al
análisis de datos geológicos y de ingeniería, pueden ser estimadas con razonable certeza sobre la base de
ser comercialmente recuperables de reservorios conocidos, a partir de una fecha dada.
La estimación de las reservas se efectúa bajo condiciones de incertidumbre.
El método de estimación es llamado determinístico si se obtiene un solo valor de reservas basado en el
conocimiento geológico y de ingeniería y datos económicos.
Con el término "razonable certeza", se intenta expresar el alto grado de confiabilidad que tienen los
volúmenes a ser recuperados si se usa el método determinístico.
Cuando son empleados métodos de estimación probabilísticos, donde el conocimiento geológico y de
ingeniería y los datos económicos son usados para generar un rango de estimaciones de reservas y sus
probabilidades asociadas, debe haber por lo menos un NOVENTA POR CIENTO (90%) de probabilidades de
que las cantidades a ser recuperadas igualarán o excederán la estimación.
En general, las reservas son consideradas comprobadas cuando la productividad comercial del reservorio
se apoya en ensayos de producción real o pruebas de la formación. En este contexto, el término
"comprobadas" se refiere a las cantidades reales de reservas de hidrocarburos y no sólo a la productividad
del pozo o del reservorio.
En ciertos casos, el número correspondiente a RESERVAS COMPROBADAS puede asignarse sobre la base de
estudios de pozos y/o análisis que indican que el reservorio es análogo a otros reservorios en la misma área
que están produciendo, o han probado la posibilidad de producir, en las pruebas de formación.
Las reservas pueden ser clasificadas como comprobadas si los medios para procesar y transportar las
reservas para ser comercializadas están en operación a la fecha de evaluación, o si existe una razonable
expectativa que dichos medios serán instalados en un futuro inmediato.
El establecimiento de condiciones económicas actuales debe incluir precios históricos del petróleo y los
costos asociados, y pueden involucrar un promedio para determinado período que debe ser consistente
con el propósito del estimado de reservas, obligaciones contractuales, procedimientos corporativos y
regulaciones existentes a la fecha de certificación de las reservas.
Las RESERVAS COMPROBADAS pueden ser clasificadas en: DESARROLLADAS y NO DESARROLLADAS.
3. RESERVAS COMPROBADAS DESARROLLADAS:
Son las reservas comprobadas que se estima podrán ser producidas mediante la existencia a la fecha de su
evaluación de:
a) Pozos perforados.
b) Instalaciones y métodos de operación en funcionamiento.
29
c) Métodos de recuperación mejorada, siempre que el correspondiente proyecto de recuperación mejorada
esté instalado y en operación.
4. RESERVAS COMPROBADAS NO DESARROLLADAS:
Son las reservas comprobadas que se estima podrán ser producidas, mediante:
a) Pozos a ser perforados en el futuro en áreas comprobadas.
b) Profundización de pozos existentes a otros reservorios comprobados.
c) Intervención de pozos existentes o la instalación de medios de transporte, que impliquen grandes costos
o inversiones.
d) Apertura de niveles colaterales comprobados en pozos ya existentes.
e) Un proyecto de recuperación mejorada al que se asigne un alto grado de certeza, o que esté operando
favorablemente en un área cercana con similares propiedades petrofísicas y de fluidos, que proporcionen
soporte para el análisis sobre el cual está basado el proyecto y es razonablemente cierto que el mismo será
ejecutado.
5. RESERVAS NO COMPROBADAS:
LAS RESERVAS NO COMPROBADAS son aquellas basadas en datos geológicos y de ingeniería disponibles,
similares a los usados en la estimación de las reservas comprobadas, pero las mayores incertidumbres
técnicas, contractuales, económicas o de regulación, hacen que estas reservas no sean clasificadas como
comprobadas.
LAS RESERVAS NO COMPROBADAS pueden estimarse asumiendo condiciones económicas futuras
diferentes de aquéllas prevalecientes en el momento de la estimación. El efecto de posibles mejoras futuras
en las condiciones económicas y los desarrollos tecnológicos puede ser expresado asignando cantidades
apropiadas de reservas a las categorías "PROBABLES" y "POSIBLES".
Las RESERVAS NO COMPROBADAS pueden ser clasificadas en: RESERVAS PROBABLES y RESERVAS POSIBLES.
En virtud de los diferentes niveles de incertidumbre, las reservas NO COMPROBADAS no deberían ser
sumadas directamente a las RESERVAS COMPROBADAS. El agregado de diferentes clases de reservas es
sólo aceptable cuando cada categoría de reservas ha sido apropiadamente descontada para los diferentes
niveles de incertidumbre.
6. RESERVAS PROBABLES:
Las RESERVAS PROBABLES son aquellas RESERVAS NO COMPROBADAS que sobre la base del análisis de los
datos geológicos y de ingeniería, sugieren que son menos ciertas que las RESERVAS COMPROBADAS, y que
es más probable que sean producidas a que no lo sean.
En este contexto, cuando se han utilizado procedimientos probabilísticos, el término "probable" implica
que debe haber por lo menos el CINCUENTA POR CIENTO (50%) de probabilidad que la recuperación final
igualará o excederá la suma de las RESERVAS COMPROBADAS más las RESERVAS PROBABLES.
30
Por lo tanto, se entiende que las RESERVAS PROBABLES están comprendidas dentro del rango de
probabilidades del CINCUENTA POR CIENTO (50%) al NOVENTA POR CIENTO (90%).
7. RESERVAS POSIBLES:
Las RESERVAS POSIBLES son aquellas RESERVAS NO COMPROBADAS que del análisis de los datos geológicos
y de ingeniería sugieren que son menos factibles de ser comercialmente recuperables que las RESERVAS
PROBABLES.
En este contexto, cuando se han utilizado procedimientos probabilísticos, el término "posible" implica que
debe haber por lo menos el DIEZ POR CIENTO (10%) de probabilidad que la recuperación final igualará o
excederá la suma de las RESERVAS COMPROBADAS más las RESERVAS PROBABLES más las RESERVAS
POSIBLES.
Por lo tanto, se entiende que las RESERVAS POSIBLES están comprendidas dentro del rango de
probabilidades del DIEZ POR CIENTO (10%) al CINCUENTA POR CIENTO (50%)
8. RECURSOS:
RECURSOS son todas las cantidades estimadas de hidrocarburos líquidos o gaseosos o de ambos,
contenidos naturalmente en los reservorios y que pueden ser recuperados y utilizados bajo las condiciones
tecnológicas existentes en el momento de la evaluación.
Por lo tanto, para ser considerados, es un requisito que no exista en el momento del análisis viabilidad
económica o comercialidad de la explotación. De tal forma, los hidrocarburos considerados no recuperables
por ser su producción antieconómica o por falta de mercado, son RECURSOS.
En el futuro, estos RECURSOS pueden volverse recuperables si las circunstancias económicas y/ o
comerciales cambian, o si se producen desarrollos tecnológicos apropiados, o son adquiridos datos
adicionales.
9. OBSERVACIONES:
La intención de la SPE, el WPC y la AAPG en contar con una clasificación suplementaria a la de RESERVAS
COMPROBADAS, es la de facilitar la consistencia y coherencia entre los profesionales que utilizan dichos
términos.
Las definiciones y términos aquí vertidos podrán reverse y adecuarse en el futuro, de acuerdo con los
nuevos conceptos y circunstancias imperantes, y que sean reconocidos internacionalmente por las
entidades mencionadas en el párrafo anterior.
31
INFORME: EVOLUCIÓN DE LAS RESERVAS DE HIDROCARBUROS EN ARGENTINA ENTRE 2002 y 2013
Luciano Caratori – Departamento Técnico
Instituto Argentino de la Energía “General Mosconi”
iae.org.ar | iae@iae.org.ar
Moreno 943, tercer piso (C1091AAS) – Ciudad Autónoma de Buenos Aires -
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