Sólo 54 pozos exploratorios por año

En otro segmento, el informe del IAE sostiene que al intentar justificar la disminución de las reservas respecto de la década anterior a partir de un incremento en la producción, se observa que la producción promedio de petróleo y gas natural entre los años 2000 y 2008 presenta un incremento del 28 por ciento (568 millones de barriles equivalentes de petróleo por año) respecto al promedio en los años 90, valor que no alcanza a explicar completamente la reducción mencionada.
La explicación de la disminución de las reservas debe entonces ser buscada a través del análisis de las actividades de exploración. La exploración de hidrocarburos en el país, y en consecuencia la incorporación de reservas, han disminuido notablemente durante los últimos años.
El Cuadro 6 ilustra la cantidad de pozos de exploración terminados durante las últimas tres décadas. Se observa que la cantidad de perforaciones alcanza un valor máximo en el año 1995, para luego disminuir casi constantemente durante los diez años posteriores, hasta volver a un nivel promedio de alrededor de 54 pozos durante los últimos tres años.
Cuadro 6: Pozos de Exploración terminados – por año
Fuentes: IAE "General Mosconi", IAPG, Secretaría de Energía, YPF Elaboración: IAE “General Mosconi”
Al considerar el comportamiento de las actividades exploratorias por década, se observa que el promedio anual de pozos de exploración terminados ha disminuido hasta alcanzar menos de la mitad del valor que presentaba durante las décadas del 80 y 90.
Teniendo en cuenta la citada disminución en las reservas del 34 por ciento respecto a fines de los años 90, se concluye que las reservas comprobadas han disminuido en gran parte como resultado de la baja en las actividades de exploración, cuyo aporte a las reservas no ha logrado estar a la par del incremento en la producción.
Las reservas netas incorporadas por década es un valor que ilustra la cantidad de barriles de petróleo equivalentes incorporados a las reservas a partir de los nuevos hallazgos, restando la producción acumulada del período. Aún teniendo en cuenta en la ecuación la variable producción, se revela una reducción en la incorporación neta anual promedio de nuevas reservas comprobadas del orden de los 277 millones de barriles equivalentes, es decir, un aporte 44 por ciento menor al de la década anterior, y aún un 14 por ciento menor que hace 20 años.
El IAE explica uno de los motivos en la caída de reservas comprobadas: “La persistente exploración en zonas conocidas ha arrojado como resultado una pobre performance en cuanto a la incorporación de reservas, que no ha podido siquiera acompañar el ritmo de la producción de petróleo y gas natural, que también presenta una leve caída en los últimos años”.La presente década, concluye el trabajo, “evidencia la peor performance de los últimos treinta años, con la menor cantidad de pozos de exploración terminados, que pese a un mayor porcentaje de éxito, han arrojado el menor aporte neto a las reservas de las últimas tres décadas”.
(*) Trabajo de Luciano Caratori, Departamento Técnico. Instituto Argentino de la Energía “General Mosconi”.

La caída en las Reservas de Hidrocarburos en Argentina

Un informe del Instituto Argentino de la Energía “Gral. Mosconi” (*) aborda la situación de baja de reservas de petróleo y gas que afecta al país, al comparar datos entre 2008 y 2007, tal como lo reflejó Desarrollo en ediciones anteriores, pero suma además la comparación con los últimos diez años y con la década del 70. El riesgo de pérdida del autoabastecimiento y la disminución de los stocks en forma más acelerada que la baja de producción son algunos de los indicadores arrojados por el trabajo del mencionado organismo.
La Secretaría de Energía de la Nación ha publicado recientemente los datos de las reservas comprobadas de petróleo y gas natural al 31 de diciembre de 2008. Las reservas de petróleo de 400.724 Mm3 a fines de 2008, son alrededor de un 4 por ciento menores que las registradas al 31 de diciembre de 2007. Más preocupantes son las cifras correspondientes a las reservas comprobadas de gas natural, de 398.529 MMm3, lo que representa una caída del 10 por ciento respecto de 2007.
Las reservas probables de hidrocarburos también han disminuido notablemente, presentando una reducción del 12,3 por ciento (caída de 18.512 Mm3) de las reservas probables de petróleo, y del 31,3 por ciento (63.485 MMm3) en el caso del gas natural.
Así, las reservas comprobadas actuales de hidrocarburos son un 34 por ciento menores que las que había 10 años atrás, y un 27 por ciento menores que a fines de los 80. Peor aún, las reservas comprobadas de hidrocarburos se encuentran en el punto más bajo desde 1978.
Este retraso de la adición de reservas respecto a la producción de hidrocarburos resulta en una disminución de las reservas netas incorporadas del 43 por ciento en relación a la década pasada, lo que pone en riesgo el auto abastecimento energético del país a corto plazo.
Habiendo disminuido en un 34 por ciento respecto a las correspondientes al fin de la década de los 90, las reservas comprobadas de petróleo y gas natural se encuentran en el punto más bajo de los últimos 30 años.
Los datos de la Secretaría de Energía de la Nación muestran una caída en las reservas comprobadas de gas natural a fines de 2008 de casi el 10 por ciento respecto al 31 de diciembre de 2007, y una caída en las reservas de petróleo de alrededor del 4 por ciento respecto al mismo período. Esta caída se mantiene incluso a pesar de la disminución en la producción de hidrocarburos que se ha presentado durante el presente quinquenio, tanto en el caso del petróleo como en el del gas natural.
Producción anual de Gas Natural y reservas comprobadas al final de cada año
Cuadro 2: Producción anual de Gas Natural y reservas comprobadas al final de cada año
Fuente: Secretaría de Energía Elaboración: IAE “General Mosconi”

El riesgo de perder el autoabastecimiento

Como resultado de la caída en las reservas, la Argentina corre el riesgo de perder el autoabastecimiento energético en el corto plazo. Las políticas de exploración han fallado en prever o siquiera acompañar el incremento de la demanda, y en consecuencia, la relación reservas-producción de hidrocarburos continúa disminuyendo de manera sostenida. El cuadro 4 muestra esta relación, que funciona como un estimador del horizonte del abastecimiento de hidrocarburos a partir de las reservas propias.
Producción anual de Petróleo y reservas comprobadas al final de cada año

Corrosión: el enemigo silencioso

Artículo de la Escuela de Petróleo de la Patagonia

Prosiguiendo con los temas tratados por la Escuela de Petróleo de la Patagonia, hoy nos referiremos a la corrosión. Al escuchar esta palabra, en forma inmediata nos hacemos la idea de descomposición y de deterioro de los materiales. Siendo un poco más específico debemos decir que la corrosión es una oxidación… una reacción química en la mayoría de los casos.
La corrosión en las instalaciones y estructuras metálicas causa diariamente en el mundo pérdidas millonarias y la industria del petróleo es una de las más afectadas, sobre todo en lo que denominamos el campo de una “explotación petrolera”. Esto es así, porque todas sus instalaciones están hechas de hierro o acero y por más pequeño que fuera el yacimiento tiene en continuo riesgo toneladas de cañerías, tanques, aparatos de bombeo etc.
Es por ello que en las distintas especialidades de la Escuela del Petróleo el concepto de corrosión es permanentemente tratado, y en consecuencia, formas de evitarlo.
Para dar una idea de este problema analicemos esta frase: “Las reacciones químicas ocurren en forma permanente en la naturaleza y más aún en los sistemas tecnológicos creados por el hombre”.
La primer parte de la misma nos está diciendo que todo lo que existe en nuestro universo está formado por elementos químicos (oxígeno, hidrógeno, carbono, aluminio, hierro….etc ), en su mayoría en forma de compuestos, como agua, sales, óxidos, ácidos, entre otros.
La segunda parte de la frase se refiere, por ejemplo, a que para obtener hierro (Fe), el hombre lo hace a partir de sus sales ú óxidos. Y acá está el concepto fundamental: “Cuando forma parte de un compuesto está estable. Pero puro se vuelve inestable.”
Las sales y los óxidos, se encuentran en la naturaleza en equilibrio químico, como en un estado “neutro”. Cuando rompemos el equilibrio químico para obtener el elemento puro (en nuestro caso, en hierro), el metal tiende a regresar a su estado de neutralidad anterior, o sea a reconvertirse en óxido o sal. Esta tendencia de volver a su estado natural, de oxidarse, se llama “corrosión”.

Grados de corrosión

Hay algunos metales que no se oxidan (como por ejemplo el oro, plata, platino…), porque se los encuentra en la naturaleza en estado puro.
Esto nos da una idea de que hay metales con un alto grado de oxidación y otros prácticamente nulo. Químicamente podemos decir que tienen distintos Potenciales de Oxidación.
Cuando están en contacto dos metales distintos, hay prioridades relativas de oxidación; el que tiene mayor poder de oxidación es el que se oxida, en cambio el otro se dice que se reduce.
Funcionarán como una pila donde el ánodo es el que se oxida y el otro, el cátodo, el que se
reduce.
Precisamente este concepto es el que se utiliza para proteger una instalación hecha de hierro ó acero, y se denomina Protección Catódica.
“La protección catódica es una técnica por la cual se protege un material haciéndolo funcionar como cátodo”.
Veamos: una cañería de acero tendida sin protección actuará como ánodo, oxidándose y por consiguiente la afectará la corrosión. Pero si la conectamos con otro metal con mayor potencial de oxidación, este último se comportará como ánodo y el acero lo hará como cátodo. Por este motivo al proceso se lo denomina protección catódica y lo materiales que se utilizan para ello se llaman ánodos de sacrificio.

Esta es una de las formas de proteger las instalaciones. En el curso de Química de Módulo de Materias Básicas ó en el de las Especialidades de la Escuela del Petróleo, se profundiza sobre estos conceptos y cómo interactúan electrónicamente los elementos y compuestos químicos.
Como corolario podemos decir que en la industria petrolera es tan importante conservar las instalaciones como producir petróleo. Son tan grandes las pérdidas que se producen en forma silenciosa por la corrosión, que si no la atacamos a tiempo, puede hacer fracasar un gran proyecto.

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.