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Sobre el futuro de la producción de petróleo a nivel mundial hay cuatro escuelas u opiniones (Heinberg, R, The Party is Over, 2005, New Society Publishers, Canada): Los economistas, promotores del libre mercado piensan que por tratarse de un commodity el petróleo está sujeto a las fuerzas del mercado y por lo tanto, en la medida en que más se requiera más se tendrá. Los ecologistas solo piensan que cuando se comience a agotar será muy tarde para evitar el daño que está creando, por lo tanto proponen conservarlo al máximo y promover las energías renovables que lo sustituyan. El tercer grupo lo conforman los geólogos petroleros independientes y retirados (Hubbert, Campbell, Laherrère, Deffeyes, Ivanhoe, Youngquist, entre otros) los cuales sostienen que el petróleo se alcanzará un tope de producción y comenzará a declinar irremisiblemente y que será antes de lo que los economistas y los políticos creen; y en cuarto lugar están los políticos, que es la opinión que al final cuenta porque son los que definen las políticas energéticas de sus respectivos países, y tienden a estar de acuerdo con los economistas, para no perder los votos de sus electores.

Personalmente, pienso que hay otros dos grupos; Un quinto grupo, que lo conforman la opinión de las grandes empresas privadas productoras de petróleo, que no pueden decir la verdad sobre lo que ocurrirá con el petróleo, porque de hacerlo sus acciones se vendrán al suelo inmediatamente; y las empresas estatales, en especial los PetroEstados, que dicen que tienen todo el petróleo del mundo… y cual es el problema.

Para desconsuelo de los demás, sostengo que tienen razón son los geólogos petroleros, y tiene que ser así porque son los únicos que saben de que se está hablando. Su precursor, el geofísico Marion King Hubbert, un PhD de la Universidad de Chicago, profesor de las Universidades de Columbia, Stanford, California (Los Ángeles y Berkeley), Johns Hopkins y el MIT, director del laboratorio de investigaciones de Shell Oil en Houston, y geofísico mayor de investigaciones del servicio Geológico de los EE. UU. , predijo en 1956 que los Estados Unidos alcanzarían su pico de producción entre 1966 y 1972… y ocurrió en 1970. No importó que entrara el campo gigante de Prudhoe Bay en Alaska en los años 70 ni que se empezara a desarrollar el Golfo de México en sus aguas más profundas al comienzo de los 90. No importó que llegaran a estar en actividad 4.716 equipos de perforación en 1985 (hoy hay apenas 2.346), ni que en 1980 se alcanzara el tope de pozos perforados con 71.205 cuando se perforaron un total de 317.000.000 pies (en 2005 se perforaron 41.450 para un total de 239.000.000 pies).

El resultado final es que las reservas de petróleo de los EE. UU. cayeron de un máximo 39 millardos de barriles (MMMB) en 1970 a 21,4 MMMB en 2004; y la producción de petróleo de un máximo de 10,0 millones de barriles diarios (MMBD) en octubre de 1970 a solo 5,1 MMBD en mayo de 2006, con más de 260.000 pozos produciendo entre 1 y 15 barriles diarios. Y fue en los EE. UU. donde se han probado todas las tecnologías de recuperación secundaria y terciaria (y no se pasa del promedio de 40% de recobro total), donde se han perforado el mayor número de pozos horizontales, donde se ha aplicado al máximo la tecnología de las bombas eléctricas en el fondo de los pozos (BES) para aumentar su producción, donde la tecnología de sísmica tridimensional (3D) y de cuatro dimensiones (4D) se ha utilizado en extremo para buscar más petróleo y optimizar las perforaciones y el desarrollo de los yacimientos. Y con precios mayores a 20 US$/B desde 1999, llegando hoy a estar por encima de los 70 US$/B, que hacen cualquier actividad positivamente económica. Todo esto no ha servido para aumentar las reservas ni detener la declinación de la producción de petróleo y gas de los EE.UU. Más detalles sobre la historia de los hidrocarburos en el país del norte se pueden encontrar en el Petroleum Navigator (http://tonto.eia.doe.gov/dnav/pet/pet_sum_top.asp).

Y si echamos un vistazo a la segunda gran provincia mundial de petróleo, fuera del ámbito de la OPEP, como lo es el Mar del Norte, la situación es similar. Un estudio realizado por el departamento de Comercio e Industria del Reino Unido (http://www.peakoil.net/OilGasUK.html) determinó que descubierto en 1960 y comenzado su producción en 1970, todos los campos de esa provincia petrolera están declinando a partir del año 2000. Alcanzó su tope de producción en 1999, cuando produjo cerca de 6,4 MMBD. Información adicional sobre la declinación de los campos del Mar del Norte se encuentran en la página http://www.hubbertpeak.com/blanchard/.

A los expertos e interesados en determinar la situación de la producción de un yacimiento, campo o país, en relación con su declinación y el mejor estimado de producción acumulada final, les recomiendo utilizar la metodología de Hubbert, descrita muy bien por Kenneth S. Deffeyes (Beyond Oil -2005- Hill and Wang, NewYork), que consiste en plotear en el eje vertical el cuociente entre la producción anual y la producción acumulada (P/Q) y en eje horizontal la producción acumulada anual (Q), que combinado con la tradicional curva de producción anual contra tiempo de Hubbert provee la información que se desea (ver gráficos y ecuaciones de referencia abajo)

Es tan reconocida y aceptada la teoría de Hubbert que el Servicio Geológico de los Estados Unidos (USGS) la utiliza, y solamente pospone la fecha del pico de producción, porque supone mayores factores de recobro final de los yacimientos y diferentes tasas de crecimiento económico, como se observa el gráfico anexo:

Finalmente, he aquí la fotografía real de la situación de la producción a nivel mundial desde 2002, alcanzando hoy un tope cercano a los 85 MMBD, preparada por Ramón Espinasa:

Y a nivel mundial, por regiones, esta es la fotografía preparada por Colin J. Campbell de la ASPO, incluyendo los líquidos del gas natural, la producción en las aguas más profundas y la que se pueda conseguir en los polos:

Resumiendo, el agotamiento del petróleo es irrebatible, y que sea en esta década o la próxima, para fines de planificación parece irrelevante. La sociedad debe prepararse para afrontar esta situación, atendiendo a lo escrito por Deffeyes en su primer trabajo Hubbert’s Peak The Impending World of Oil Shortage, Princeton University Press, 2001.

…”In 2008, the oil won’t be there. The psychological realization that the change is permanent may be as desvasting as the shortage itself”…

Que en una traducción libre sería algo como:

... “Para el 2008 el petróleo no estará allí para cubrir la demanda. El hecho psicológico de saber que esta situación es irreversible puede ser tan devastadora como el propio hecho de la falta de petróleo”…

Al final, la realidad del futuro del petróleo, que si estará declinando a nivel mundial muy pronto, se debe examinar viendo la relación entre los descubrimientos y su consumo. Analicemos el gráfico de abajo. En primer lugar, las barras muestran los descubrimientos de nuevos campos en franca declinación desde finales de los años ’70; y la curva continua muestra el consumo mundial. Hasta 1980 se descubrió más petróleo de lo que se consumía, hoy los consumos son más de dos veces superiores a los descubrimientos, y la tendencia en ese sentido es creciente. Las tecnologías de recuperación secundaria y terciaria, los pozos horizontales, la sísmica 3D y 4D, las bombas BES a que hicimos referencia para el caso de los EE. UU. y el Mar del Norte, solo han servido para mitigar la situación a nivel mundial.

A nivel mundial, en términos de crudos “convencionales” lo que queda para diferir que el tope de producción mundial se alcance antes de 2010 es la producción futura de los países árabes pertenecientes a la OPEP, sin embargo no debemos ser tan optimistas sobre el futuro de la producción de esos países. Recomendamos leer los estudios que sobre esa región ha realizado Matthew R. Simmons, que están recogidos en su reciente libro Twilight in the Desert - 2005 ( John Wiley & Sons, Inc., New Jersey), así como en sus presentaciones (ver www.simmonsco-intl.com/files/Boston%20Committee%20on%20Foreign%20Relations%20B&W.pdf) y en general http://www.simmonsco-intl.com/research.aspx?Type=msspeeches )

Solo quedarían las expectativas de los crudos “no convencionales” léase Faja Petrolífera del Orinoco, Arenas Bituminosas de Atabasca y las lutitas petrolíferas que existen en los EE. UU. y en muchos otros países del mundo. Las reservas recuperables de estos hidrocarburos se estiman en más de 2.000 MMMB, sin embargo para producirlas en toda su extensión y poder hacerlas comerciales tienen que resolverse algunos problemas: En primer lugar los problemas ambientales y ecológicos relacionados con su explotación; en segundo lugar los requerimientos energéticos (el balance de energía para producirlos) y de agua potable (en forma de vapor) para mejorar dichos petróleos; en tercer lugar su transporte a dichas plantas de mejoramiento, ya sea por tubería diluidos (por oleoductos) o por tanqueros (en forma de Orimulsión™ o MSAR™) y en cuarto lugar la ubicación física de las plantas mejoradoras (en los países productores o en los países consumidores). Como se observa son problemas que sobrepasan lo meramente económico, y que será más importante el factor tiempo en que la sociedad necesitará los productos derivados de esos crudos.

Llama la atención que las industrias para la construcción de tanqueros, refinerías, oleoductos, y todos sus componentes asociados, así como las grandes empresas productoras de petróleo, no se están moviendo en la dirección de producir esos crudos en las cantidades y el tiempo que se necesitarán para reemplazar la declinación de los “convencionales”. ¿Será que el factor precio no es suficiente?, o ¿será que saben que las alternativas de la energía nuclear y el carbón son mejores?, o ¿será que tienen la información sobre la necesidad del desarrollo y el progreso de las energía renovables?

Para terminar, vamos brevemente el caso de Venezuela que es por lo demás crítico en materia de la declinación de sus campos tradicionales. En la Cuenca de Maracaibo, está en franca declinación la producción de sus campos emblemáticos Mene Grande, Cabimas, Tía Juana, Lagunillas, Bachaquero, La Concepción y La Paz, con niveles de agotamiento entre 72 y 93% (Revista Petroleum, noviembre 2004, Venezuela). Inclusive, los campos desarrollados después de la última entregas de concesiones en el Lago de Maracaibo a mediado de los años ’50 están disminuyendo su producción. Si se revisan las estadísticas de producción del Informe oficial del Ministerio de Energía y Petróleo “Petróleo y Otros datos Estadísticos – PODE”, entre 1970 y 2003 la producción de estos campos descendió entre 29% y 90%: Un ejemplo son los campos Lama (90%), Lamar (79%), Lago (59%), Centro (42%) y Ceuta (29%). El promedio de la declinación de producción en occidente entre 1970 (3,0 MMBD) y 2003 (1,1 MMBD) es de 63%. En la cuenca Oriental la situación es similar. Sus tradicionales campos Oficina, Santa Rosa, Mata, Nipa y Quiriquire han declinado entre 67% y 100% entre 1970 y 2003. Inclusive, el gran campo El Furrial, que comenzó producción comercial en 1986, alcanzó su tope de producción en 1998 (453 miles de barriles diarios - MBD) y para 2003 produjo 343,3 MBD, una disminución de producción de 24,3% en apenas 5 años.

Una vez que el mundo alcance el pico de producción, la declinación será inexorable (y no será necesario que se acabe). Ojala los hacedores de políticas públicas en materia de energía estén haciendo hoy lo necesario para acelerar el desarrollo de las energías renovables, y los que producen petróleo y lo utilizan dejen de ser optimistas, y piensen seriamente sobre esta situación.

… La edad del petróleo se terminará y no será por falta de petróleo!!!

Diego J. González Cruz

Caracas, 09 de agosto de 2006

Diego J. González Cruz es ingeniero de Petróleo, reconocido especialista en Materias de Gas Natural y sus componentes, prestó servicios durante 38 años en la industria petrolera venezolana, actualmente se desempeña como consultor a nivel internacional (gonzalezdw@cantv.net). Sus puntos de vista no necesariamente son los de Petroleumworld.

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