El timo del fin del petróleo

Tenemos petróleo de sobra hasta el final del siglo XXI

Prof Juan

• Editorial: Editorial Bubok Publishing
• Año: 2014
• ISBN:
  9788468632537
• Categoría: Business
• Categoría: Taxation

El fundamento teórico de los cálculos catastrofistas es la teoría de Hubbert, que supone que la evolución historica de la producción de un campo petrolífero sigue una distribución gausiana. Según esta teoría, en cuanto un yacimiento alcanza un cenit, es posible prever su caída y calcular cuantos años de vida le quedan. Sin embargo eso no es asi, ya que la velocidad de disminución del rendimiento no es simétrica a la de su aumento y la producción histórica de la enorme mayoría de los yacimientos petrolíferos muestra una curva con varias mesetas de producción máxima, correspondientes a sucesivas etapas de resurrección de la producción gracias a la aplicación de modernas técnicas de Recuperación Mejorada, lo que genera un suave declive de la producción, manteniendose durante muchos más años que lo previsto por la teoría de Hubbert. Pero el principal error de esta teoria es que, aunque fuese aplicable a un determinado yacimiento, es imposible que pueda extenderse a la producción de todo un país.

PARTE A

LO QUE AFIRMAN LOS FATALISTAS

1 - LOS PRIMEROS AGOREROS

Solo quince años después de que manase petróleo del famoso sondeo dirigido por el “Coronel” Edwin Drake en Titusville (Pensilvania), es decir, en 1874, el geólogo jefe del servicio geológico de Pensilvania, tuvo el honor de introducirse en las páginas de la Historia del Petróleo como el primer agorero que declaró el inminente fin del recurso: calculó que solo quedaban reservas de queroseno para cuatro años más. Según sus previsiones, en 1878 los americanos estarían condenados a volver a alumbrarse con las antiguas lámparas que quemaban grasa de ballena.

La predicción, por supuesto no se cumplió y en pocos años las lámparas que quemaban el queroseno derivado del petróleo se empezaron a encender por las noches en casi todo el planeta, debido a que se trataba de un producto de bajo coste y mayor eficacia en comparación con los demás combustibles.

B. Lomborg nos recuerda en su libro “El Ecologista Escéptico”, que en el año 1914 el Servicio Minero de los EE.UU. (USBM) estimó que solo quedaba petróleo para 10 años más, en tanto que en 1939 el Departamento de Interior anunció que las reservas se agotarían en 13 años.

Con el cambio de siglo y en pocos años el petróleo pasó de ser la materia prima para el ya obsoleto queroseno para lámparas a la elaboración de gasolina y gasóleo para los automóviles recién inventados, lo que obligó a extraer más petróleo a medida que los motores de combustión se popularizaban. La Primera Guerra Mundial no solo puso en evidencia que la gasolina permitía movilizar tropas, cañones e intendencia de forma mucho más eficiente que los caballos y el ferrocarril, sino que como consecuencia de la revolución de los soviets, se cortó el flujo del petróleo ruso de Bakú (hoy Azerbaiyán), provocando la primer gran crisis europea de combustibles líquidos. Fue entonces cuando los EE.UU. pasaron a ser el principal proveedor de hidrocarburos de occidente y la producción se aceleró tanto que en 1919, el USGS (Servicio Geológico de los EE.UU.) publicó un informe donde se señalaba que en el territorio americano solo quedaban reservas suficientes para nueve años más.

Pero lo más sorprendente de ese informe no fue su errónea predicción sino al hecho de no conceder importancia alguna al revolucionario descubrimiento del yacimiento de Spindletop, Texas, en 1901 y los sucesivos nuevos campos petrolíferos que se iban sumando para acabar transformando al estado de Texas en el mayor productor mundial de petróleo durante varias décadas.

Pero los expertos catastrofistas del USGS no cejaban y en 1920 la oficina declaró que las reservas mundiales de petróleo nunca superarían los 60.000 millones de barriles (2 años del consumo mundial anual actual). Luego, en 1950, como no se paraba de descubrir nuevos yacimientos, se vieron obligados a corregir la cifra, multiplicándola por diez. Finalmente, en 1995 se presentó un cálculo de dos billones de barriles (2.000 x 109 bbl), cifra que está claramente por encima de las últimas estimaciones de 2012 que cifran las reservas mundiales en 1,652 billones de barriles (1.652 x 109 bbl).

2 - ¡EL PETROLEO SE ACABA!

Si bien las teorías catastrofistas sobre el próximo o inmediato agotamiento de los pozos petroleros llevan anunciándose desde hace más de un siglo, la verdad es que a los agoreros esta práctica se les pone cada vez más difícil. Tantas veces han gritado ¡el lobo, el lobo! que es posible que dentro de poco, ya nadie les haga caso.

Y es que en realidad, el lobo no existe. Lo único que existe es la certeza de que el petróleo almacenado en las rocas sedimentarias del planeta algún día se acabará, ya que aparentemente se trata de un recurso no-renovable (recordemos que hay una teoría abiogénica del petróleo, que en caso de ser cierta, este no se acabaría nunca).

En realidad los pretendidos futurólogos intentan fijar una fecha para el acontecimiento o al menos predecir para dentro de cuantos años el mundo se aproximará a una situación cuasi-catastrófica de que vayamos con nuestro automóvil a la gasolinera y nos encontremos con el cartel de “cerrada por falta de suministro” o que llegue a repetirse por tiempo indefinido un racionamiento como el experimentado por muchos países en alguna de las anteriores “crisis del petróleo”.

Todas las predicciones sobre el “próximo” agotamiento del petróleo se basan en dos premisas fundamentales.

i - Que al ser el petróleo un recurso no renovable, en algún momento se acabará.

Cuando se descubre un yacimiento de petróleo y se inicia su extracción, el volumen del crudo desenterrado va aumentando a medida que se hacen más pozos para bombear el recurso, al tiempo que las reservas van disminuyendo. En algún momento de la vida del yacimiento se llega al “máximo”, “optimo de extracción” o “cenit”, a partir del cual la producción empezará a disminuir hasta que la cantidad extraída sea tan pequeña que su bombeo hasta la superficie ya no resulte rentable.

Este concepto de rentabilidad es fundamental, ya que dependerá del precio del petróleo. Por ejemplo, podría parecer poco rentable mantener una instalación de bombeo funcionando si lo que se está obteniendo son solo 10 barriles diarios que pueden venderse al 30u$/barril, pero seguramente no se dudará en mantener el bombeo (con todos sus costes incluidos, tales como inspecciones técnicas, almacenamiento y traslado del crudo extraído, medidas de seguridad, separación del agua y los gases que acompañan al crudo, etc.) si el precio del crudo en el mercado supera los 100u$/barril. Entre los años 1973 y 1985 se reabrieron muchos pozos abandonados en los EE.UU. y otros países debido a la brutal alza de los precios del crudo. Este mismo fenómeno se repitió en los últimos años a partir del 2005, produciéndose incluso la “re-perforación” de antiguos pozos para mejorar el rendimiento de la extracción (es el caso del antiguo yacimiento de Ayoluengo en Burgos, España, que fue recientemente re-perforado, reanudándose la producción después de varios años de inactividad).

En realidad la relación entre la explotación de un recurso y su precio es una perogrullada tan obvia que no merece la pena molestarse en explicarla, ya que ignorarla es de necios. Es obvio que un agricultor no se molestará en recoger las naranjas de su finca si el precio del mercado no le compensa el esfuerzo o los costes, mientras que se apresurará a contratar jornaleros y equiparse de envases y medios de transporte en cuanto el precio de mercado de las naranjas se dispare.

Otro problema que puede surgir en el caso de haber hecho una mala planificación de la extracción del crudo es que se genere un fenómeno de sobre-explotación, tal como sucedió en el pasado en muchos yacimientos. Dado que el petróleo (un aceite) sobrenada sobre una lámina de agua (normalmente salada) si se lo bombea ejerciendo demasiada succión puede producirse una invasión de la capa de agua subyacente que inutiliza el pozo. Los geólogos y los ingenieros de petróleo tienen que saber calcular cual es el rendimiento del yacimiento para evitar estos desastres técnicos. En consecuencia, a veces resulta más rentable y seguro extraer el crudo con pocos pozos y sacando pequeños volúmenes que “apurar” al yacimiento y agotarlo rápidamente dejando un alto porcentaje de reserva en la profundidad cuya extracción puede resultar muy onerosa.

Los políticos, los economistas y la mayoría de la gente consideran, que en general, se puede decir que la explotación normal de un yacimiento seguirá una distribución gaussiana: una campana cuya parte más alta o “cenit” se situará en la producción máxima obtenida de ese yacimiento en la historia de su explotación.

Como hemos visto, la extracción del petróleo que se encuentra embebido en una roca porosa en profundidad tiene un coste y como también hemos visto, ese coste está relacionado con el rendimiento que se obtenga del bombeo (no es lo mismo extraer 10bbl/d que 100bbl/d). Pero ese rendimiento no solo está ligado con el volumen de petróleo que queda en profundidad, sino también con la técnica de extracción (por eso se re-perforan pozos antiguos). Como veremos más adelante, hay técnicas de recuperación mejorada, que permiten sacar más jugo del yacimiento, técnicas que están mejorando cada día.

La consecuencia de todo esto es que la famosa “Campana de Gauss” resulta ser asimétrica, tal como puede verse en la FIGURA 1, con una pendiente pronunciada en los primeros años de vida del yacimiento y luego un declinar muy suave a lo largo de los años a medida que van disminuyendo las reservas.

ii – Que nunca se logrará extraer la totalidad del petróleo que se encuentra almacenado en las rocas en profundidad.

En la naturaleza, los hidrocarburos se encuentran como un líquido, más o menos viscoso, que impregna determinadas rocas porosas. La cantidad de petróleo que empape una roca o sedimento dependerá del número de poros que esta contenga; cuanto más porosa, más liquido ocupará el espacio entre los granos minerales y más fácil será extraerlo. Pero siempre se llegará a un punto en que el petróleo adherido a los granos minerales será imposible de “despegar” de su superficie. Un símil que ayuda a comprender este concepto fundamental es comparar la roca almacén impregnada de petróleo con una toalla empapada. Si se la retuerce se logra sacar mucha agua, pero hay un límite a partir del cual ya no se logrará sacar ni una gota más, por fuerte que se la retuerza.

Como veremos más adelante, se utilizan varios métodos para intentar extraer la máxima cantidad posible del hidrocarburo que impregna la roca, lo que se conoce como “Recuperación Mejorada” (EOR).

3 - LA CURVA DE PRODUCCIÓN HISTORICA NO ES UNA CAMPANA DE GAUSS

La historia de la producción de un yacimiento petrolífero empieza con la extracción desde un primer pozo, generalmente el pozo de su descubrimiento. Nos encontramos en el origen o la base de la curva. A medida que se van haciendo nuevos sondeos aumenta el volumen del petróleo que logra extraerse y así se pasa de un “pozo descubridor” a “un yacimiento”. Años después se llega a un momento en que el número de sondeos realizados por encima del yacimiento es suficientemente denso como para permitir la definición de sus parámetros fundamentales: reservas y rendimiento óptimo de extracción. En seguida se alcanza la “meseta” (no el “cenit”) de rendimiento: ya no tiene sentido seguir aumentando el número de pozos de extracción puesto que la producción se mantendrá prácticamente estable. Pocos años después se entra en la fase de “disminución del rendimiento”, es decir, que baja la productividad por pozo y es en ese momento cuando se hacen los análisis económicos que sirven para decidir el empleo de una técnica de Recuperación Mejorada primaria (EOR), por ejemplo, inyectar agua. Mediante su empleo no solo se detiene la caída de la producción sino que incluso se suele aumentar el rendimiento del yacimiento a cifras muy cercanas a la antigua “meseta”. Después de transcurrido un tiempo (normalmente unos años), la recuperación vuelve a caer. Es posible que entonces la empresa decida una nueva fase de EOR o Recuperación Mejorada secundaria o terciaria, mediante el empleo de técnicas más complejas como la inyección de vapor de agua, de productos químicos emulsionantes o la inyección de CO2 (ver más adelante: “Las técnicas de Recuperación Mejorada”).

Este ciclo de técnicas de recuperación permite que la caída de producción o los años de madurez de un yacimiento petrolífero se extienda muchos años más de los que pudiese predecir una simple “Campana de Gauss”. En la actualidad hay técnicas de recuperación que permiten extraer hasta el 55 o 60% del petróleo “in situ”, o sea algo más de la mitad del fluido que ocupa los poros de la roca almacén (que normalmente se reemplazan por agua).

Un ejemplo teórico de la diferencia entre la curva de producción histórica de un yacimiento aplicando las técnicas de Recuperación mejorada en comparación con la “Campana de Gauss” puede verse en la FIGURA 1.

De hecho, las estadísticas de producción petrolera de los EE.UU. revelan que durante el año 2011, el 60% de la producción total provenía de los llamados “strippers”, los viejos pozos que se encuentran más allá de su “agotamiento” y de los que se bombean menos de 10 bbl/día.

No debe olvidarse que en la mayoría de los casos es más rentable aumentar en, p. ej., un 10% la productividad de un viejo yacimiento, que iniciar la explotación de uno nuevo. Los antiguos campos suelen disponer de una infraestructura de accesos, explotación, purificación y transporte del petróleo extraído que se ahorra con respecto a la apertura de un campo virgen. También hay consideraciones de otro tipo como podrían ser las variables ambientales, económicas y/o políticas que pueden favorecer la inversión en técnicas de recuperación secundaria en un campo antiguo en lugar de desarrollar uno nuevo.

4 - EL ERROR DE KING HUBBERT

A mediados de 1950 los geólogos e ingenieros petroleros de los EE.UU. ya contaban con datos estadísticos de producción y experiencia suficiente como para poder predecir tanto los máximos de producción de los yacimientos americanos como sus volúmenes de reservas.

Fue entonces, en el año 1956 y en una reunión del American Petroleum Institute en San Antonio, Texas, cuando el geofísico Marion King Hubbert (1903-1989) se atrevió a dar un triple salto mortal: extrapolar la distribución gaussiana demostrada en varios yacimientos americanos a la TOTALIDAD DE LAS RESERVAS DE PETROLEO DEL PAÍS.

Entonces expuso su teoría de que los reservas extraíbles de petróleo para los estados continentales (Lower 48 States) de los Estados Unidos (excluida Alaska, Hawái, Puerto Rico y campos offshore) podían ser estadísticamente consideradas como una distribución gaussiana. Según esta teoría a medida que se van descubriendo nuevos yacimientos de petróleo la producción del país aumenta y si se distribuye el aumento progresivo de la extracción en función del tiempo, se obtendrá una nueva CAMPANA DE GAUSS, cuyo cenit indicará en qué año se alcanzará la producción máxima y cuya superficie indicará el total de reservas extraíbles en ese país.

¿Y por qué un triple salto mortal? Porque la teoría de K. Hubbert ya no se basa en los parámetros físicos de un yacimiento determinado y en su ritmo de producción, sino en el total de petróleo producido por un país a lo largo de los años (téngase en cuenta que hasta 1956 los EE.UU. siempre fueron los mayores productores de petróleo del mundo). No es lo mismo la distribución gaussiana de la producción de un yacimiento que aplicar el mismo modelo estadístico para la historia de la producción de un país a lo largo de 100 años.

Pero la teoría funcionó y los EE.UU. alcanzaron su cenit de producción en 1970, tal como K. Hubbert había predicho en 1956.

Pero luego cometió un enorme e imperdonable error. En 1971, basándose en los datos de las reservas mundiales de petróleo conocidas hasta entonces, calculó la misma “Campana de Gauss” para los yacimientos de petróleo de todo el mundo y estimó que se alcanzaría el má...

Índice

• Cubierta
• Portada
• Derechos de autor
• EL TIMO DEL FIN DEL PETRÓLEO
• PRÓLOGO Y AVISO PARA LECTORES IMPACIENTES
• INTRODUCCIÓN
• PARTE A : LO QUE AFIRMAN LOS FATALISTAS
• PARTE B : LO QUE REVELAN LAS RESERVAS
• PARTE C : UN FUTURO PROMISORIO
• PARTE D : LA EXPLORACIÓN MUNDIAL ESTÁ EN PAÑALES
• PARTE E : LAS NUEVAS POTENCIAS PETROLERAS
• PARTE F : LOS SITIOS DE EXPLORACION “CALIENTES”
• ANEXO I : ALGUNOS MEGA-YACIMIENTOS
• ANEXO II : CANTARELL, PETRÓLEO Y METEORITOS
• ANEXO III : EL CONO SUR: BRASIL, ARGENTINA Y URUGUAY
• ANEXO IV : LA RELACIÓN ENTRE EL PRECIO DEL CRUDO Y LA EXPLORACIÓN
• ANEXO V : EL ANTIGUO USO MEDICINAL DEL PETRÓLEO Y LOS VOLCANES DE BARRO
• CONCLUSIONES
• Índice