YACIMIENTO DE GAS Yacimientos de Gas son aquellos en los cuales la mezcla de hidrocarburos se

encuentra inicialmente en fase gaseosa en el subsuelo. Se clasifican enyacimientos de: Gas seco, gas húmedo Gas condensado

TIPOS DE YACIMIENTOS Yacimiento gas seco: En éstos el gas es el producto principal. Son yacimientos que contienen hidrocarburos en su fase gaseosa, pero al producirlos no se forman líquidos por los cambios de presión y temperatura.

Su temperatura inicial excede la temperatura cricondentérmica, además estánconstituidos por metano, con rastros de hidrocarburos superior, también Están constituidos por hidrocarburos que, aún en superficie y a presión y temperatura de tanque, no condensan. Poseen alta energía cinética de sus moléculas y baja atracción de las mismas.

Yacimiento de gas húmedo: En estos yacimientos de hidrocarburos están en estado gaseoso, por características específicas de presión, temperatura y composición. El gas está mezclado con otros hidrocarburos líquidos; se dice que se halla en estado saturado. Este tipo de gas recibe el nombre de gas húmedo*.

Durante la producción del yacimiento, la presión disminuye y permite que el gas se condense en petróleo líquido, el cual al unirse en forma de película a las paredes de los poros queda atrapado y no puede ser extraído. Esto puede evitarse inyectando gas a fin de mantener la presión del yacimiento.

Su temperatura inicial excede la temperatura cricondentérmica y Están constituidos por hidrocarburos livianos a intermedios, además están constituidos por hidrocarburos que no condensan a condiciones de yacimiento pero si a condiciones de separador

Yacimiento de gas condensado : Estos yacimientos producen condensación retrograda en el yacimiento a presiones por debajo de la presión de rocío y temperaturas entre la crítica y la cricondentérmica. El gas al disminuir la presión se condensa.

Estos tipos de yacimientos también pueden ubicarse de acuerdo con la localización de la temperatura y presión iniciales del mismo con respecto a la región de dos fases (gas y petróleo) en los diagramas de fases que relacionan estas dos variables.

Cuando la presión y la temperatura caen dentro de la región de dos fases,existirá una zona de petróleo con una capa de gas en la parte superior. La zona depetróleo producirá como un yacimiento de petróleo de punto de burbujeo y la capade gas como un yacimiento monofásico de gas o como un yacimiento retrogradode gas.

Gas asociado. Es el hidrocarburo gaseoso que ocurre como gas libre en un yacimiento a condiciones iníciales, en contacto con petróleo crudo comercialmente explotable.

PRESION DE FONDO DE POZO DE GASLa presión de fondo es la presión que se puede genera en el fondo del pozo yesta va en contraposición a la presión de yacimiento de gas .En caso de existir estapresión, la misma va a dificultar el movimiento del fluido del yacimiento hacia el pozo. Esta presión es generada por el yacimiento de gas y ofrece resistencia ya que no permite fluir con facilidad.

La presión de fondo fluyente. Es la presión que se encuentra en el fondo del pozo y debería de ser menor a la del yacimiento para que los fluidos puedan ascender de forma más fácil.

CONDICION ÓPTIMAS PARA LA SEPARACION PETROLEO-GAS

Ahora hay dos fases de hidrocarburos en el yacimiento, gas saturado,petróleo y gas liberado. Durante la producción en la superficie el gas liberado va aser envuelto por la fase liquida y el gas total de producción en la superficie, tendrádos componentes; el gas el cual estuvo libre en el yacimiento, y el gas liberado delpetróleo durante la producción. Estos componentes separados son indistinguiblesen la superficie y el problema es, por ende, como dividir la producción del gas enla superficie observada, en volúmenes de gas liberado y gas disuelto a condicionesdel yacimiento

Debajo del punto de presión de burbuja hay una complicación adicional enque la solución de gas liberada viaja a una diferente velocidad que el petróleolíquido cuando ambos están sujetos a la misma presión diferencial. Como semostrara la velocidad de flujo de un fluido en un medio poroso es inversamenteproporcional a la viscosidad del fluido. Típicamente la viscosidad del gas en elyacimiento es alrededor de cincuenta veces más pequeña que el petróleo líquido yconsecuentemente, el gas fluye a velocidades mucho más grandes. Como unresultado, es normal, cuando la producción de un yacimiento en el cual hay unasaturación de gas libre, que el gas se producirá en cantidades desproporciónales encomparación al petróleo. Esto es un barril de petróleo puede ser producido juntocon un volumen de gas que exceda grandemente el volumen originalmentedisuelto por barril de petróleo sobre la presión del punto de burbuja.

Control en la relación de volúmenes de producción en la superficie al retirado del subsuelo. Se gana por la definición de los siguientes tres parámetros PVT, los cuales pueden ser medidos por experimentos de laboratorio realizados en muestras de petróleo del yacimiento mas ese originalmente gas disuelto

Rs: la relación gas petróleo de solución, el cual es el numero de pies cúbicosestándar de gas el cual puede ser disuelto en un barril estándar de petróleo cuandoambos son llevados a las condiciones prevalecientes en el yacimiento de presión ytemperatura

Calculo de la Gravedad del gases:

Se denota como γg. La gravedad específica de un gas, se define como la relación entre su densidad y la densidad del aire. En el campo ésta propiedad se mide fácilmente en la cabeza del pozo, por lo tanto, es usada como una indicación de la composición del gas. La gravedad específica del gas es proporcional a su peso molecular, PM, cuando éste se mide a bajas presiones donde el comportamiento del gas se aproxima a la idealidad. Una vez se obtiene el peso molecular, la gravedad del gas se determina dividiendo su peso molecular entre 28.966 (peso molecular del aire). La gravedad específica también se usa para Correlaciónar otras propiedades físicas de los gases como las propiedades críticas. En algunas ocasiones cuando existe la presión y temperatura en el separador, es necesario corregir la gravedad específica del gas para tener unos datos de PVT óptimos.

La Correlación de Vázquez y Beggs permite efectuar éste proceso:

La Correlación de Katz:

La Correlación Hernández y Pichon :

YACIMIENTOS IMPORTANTES EN VENEZUELA

Las mayores reservas de gas en Venezuela se encuentran en la zona norte y noroeste del país, en las costas de la plataforma continental caribeña y atlántica, ocupando una extensión de más de 500.000 kilómetros cuadrados

En el occidente del país se cuenta con recursos gasíferos por 35 billones de pies cúbicos y en la zona oriental asciende a 65 billones de pies cúbicos.

Los yacimientos de gas en Venezuela son prometedores al punto que las estimaciones de producción se prevén aumentar en el período que abarca hasta 2012, de 6.300 millones a 11.500 millones de pies cúbicos diarios (MMPCD).  La producción en el occidente del país aumentará de 1.100 a 1.400 MMPCD, en el centro del país, específicamente en el área de Yucal Placer se aumentará la producción de 100 a 300 MMPCD; y en Anaco de 1.700 millones a 2.794 MMPCD.

Todo esto sin contar la incorporación de la producción del proyecto Mariscal Sucre cuyas actividades se estiman por el orden de 1.200 MMPCD, y la Plataforma Deltana por 1.000 MMPCD.  El proyecto Delta Caribe desarrollará el gas costa afuera en las áreas de la Plataforma Deltana, en la fachada atlántica y en las costas ubicadas al norte del estado Sucre, en el oriente de nuestro país.  Con este proyecto se persigue superar el déficit de gas que presenta actualmente el mercado interno, calculado en 1.500 MMPCD.

En el golfo de Paria contamos con yacimientos de gas natural no asociado de gran potencialidad, en esta región se desarrolla el proyecto Corocoro.

Las empresas Conoco Phillips, ENI y PDVSA mantienen licencias para la producción de crudo bajo la figura de exploración a riesgo y ganancias compartidas.  Por último tenemos el proyecto Rafael

Urdaneta, ubicado al noreste del estado Falcón en el golfo de Venezuela. Estos yacimientos tienen un potencial de explotación de 26 BPC de gas natural no asociado y siete millones de barriles de hidrocarburos líquidos.  De los 29 bloques que forman parte de este desarrollo, 18 están ubicados en el golfo de Venezuela y 11 en Falcón noreste, abarcando un área aproximada de 30.000 km cuadrados.

A mediados de 2001, comenzó una producción incipiente de gas no asociado en el centro del país, la misma ha ido incrementándose a medida que se avanza en nuevos descubrimientos y se incorporan empresas interesadas en el desarrollo y extracción de los hidrocarburos en nuestro país.

En el siguiente cuadro puedes apreciar los nuevos yacimientos de gas natural descubiertos en nuestro país.

RESERVAS

Son los volúmenes de hidrocarburos que, de acuerdo a la información geológica y de ingeniería disponible, presenta alta probabilidad (90%) de ser recuperados bajo condiciones económicas y de abandono de los pre-establecidas.

Aquí se presenta el cálculo de las reservas por los métodos volumétricos y declinación de presión (balance de materiales).

Yacimientos de Gas Seco

Método Volumétrico

Reservas de Gas = GOES*FR

Donde FR es el factor de recobro que representa la fracción del GOES que puede extraerse (o que se ha extraído) de un yacimiento.

Para yacimientos recién descubiertos, se usa un FR análogo de yacimientos similares a los descubiertos. Se recomienda:

o Yacimientos volumétricos (cerrados): FR = 0,8"0,9

o Yacimientos con empuje moderado de agua: FR = 0,7"0,8

o Yacimientos con empuje activo de agua: FR = 0,5"0,6

Estos valores son debido a que el gas atrapado por el agua le resta efectividad al empuje hidráulico.

Método de Declinación de Presión (P/Z)

Para yacimientos de gas seco se tiene:

Donde:

Pi: Presión inicial del yacimiento, lpca

P: Presión del yacimiento luego de producir un volumen de gas Gp dado, lpca

Zgi: Factor de compresibilidad del gas @ Pi y Tf, adimensional

Zg: Factor de compresibilidad del gas @ P y Tf, adimensional

G: GOES, PCN

Gp: Gas producido acumulado a una presión P, PCN

Gas humedo Gas natural que contiene menos metano (normalmente menos de 85% de metano), y más etano y otros hidrocarburos más complejos.

Gas seco El que tiene un contenido bajo de propano hasta heptano.

16 Compartir tipos de yacimientos: Una gran parte de la energía usada en el mundo proviene de los hidrocarburos y sus derivados. Una de estas fuentes de energía es el gas natural, el cual se da bajo condiciones de presión y temperaturas en el yacimiento, de manera que ya no existe hidrocarburo líquido o existe en muy baja proporción.

Hay dos preguntas claves que deben ser respondidas tempranamente cuando se trata del inicio de la explotación de un yacimiento de gas y de la estrategia que se aplicará durante su vida económica productiva. La primera pregunta debe responder al volumen de gas originalmente en

sitio y, la segunda, al volumen remanente de gas a cualquiera que sea la presión escogida para abandonar el yacimiento.

Para obtener el volumen de gas inicial en sitio (Gi) se requiere información obtenida de los pozos perforados. La estimación volumétrica será de la misma veracidad que tengan los valores ponderados utilizados para producirlas. Sin embargo, los resultados volumétricos obtenidos para Gi no indican qué tipo de mecanismo de producción tiene el yacimiento de gas. Por tanto, para valores iguales de Gi se puede pensar en un yacimiento volumétrico de gas, sin intrusión de agua, que produce exclusivamente por expansión del gas, o se podría tener un yacimiento con intrusión de agua además de la energía disponible mediante la expansión del gas.

Estos datos pueden ser obtenidos por diferentes mecanismos. Uno es empleando la Ecuación de Balance de Materiales, la cual se ha desarrollado en base al balance del volumen original, balance del volumen de poros disponibles y balance molecular para diferentes tipos de yacimientos.Al igual que en yacimientos de petróleo, en pozos de gas se llevan a cabo pruebas de declinación y restauración de presión, las cuales son muy importantes para determinar el comportamiento del yacimiento durante su vida productiva.A continuación se presentan las diferentes pruebas y análisis aplicados en yacimientos de gas con el objetivo de calcular el gas original en sitio, reservas y pruebas de presión, incluyendo las diferentes técnicas que se emplean para darle solución a las ecuaciones que caracterizan el flujo de un gas real aplicado a condiciones del yacimiento.También se encuentran las limitaciones y errores que se deben tener presentes a la hora de llevar a cabo análisis en este tipo de pozos.

DEFINICIÓN DE YACIMIENTOS DE GASYacimientos de Gas son aquellos en los cuales la mezcla de hidrocarburos se encuentra inicialmente en fase gaseosa en el subsuelo. Se clasifican en yacimientos de:

§ Gas seco§ Gas húmedo

§ Gas condensado

Yacimientos de gas seco:Son aquellos yacimientos cuya temperatura inicial excede a la cricocondentermica y están constituidos por metano casi, con rastros de hidrocarburos superiores, que en superficie no condensan.

Yacimientos de Gas Húmedo:Son aquellos yacimientos que su temperatura inicial excede a la temperatura cricondentermica y están formados por hidrocarburos livianos a intermedios estos no se condensan en el reservorio

pero si lo hacen en superficie (en el separadorComo consecuencia de la disminución en la energía cinética de las moléculas de gas mas pesadas originando un aumento en las fuerzas de atracción transformándose parte de este gas en líquido)

Yacimiento de gas condensado:Estos están constituidos por los fluidos tal que por su expansión isotérmica a la temperatura del reservorio en el mismo que puede o no revaporizarce al continuar el proceso, se puede hablar en este tipo de yacimientos de una condensación retrograda, donde el gas al disminuir la presión se condensa estos líquidos se adhieren a los poros siendo este un liquido inmóvil, esto ocasiona una disminución de la producción de líquidos

Gas no asociado Es un gas natural que se encuentra en yacimientos que no contienen aceite crudo a las condiciones de presión y temperatura originales.

Gas seco Gas natural que contiene cantidades menores de hidrocarburos más pesados que el metano El gas seco también se obtiene de las plantas de proceso

Gas asociado Gas natural que se encuentra en contacto y/o disuelto en el aceite crudo del yacimiento. Este puede ser clasificado como gas de casquete (libre) o gas en solución (disuelto).

Gas natural Mezcla de hidrocarburos que existe en los yacimientos en fase gaseosa, o en solución en el aceite, y que a condiciones atmosféricas permanece en fase gaseosa. Este puede incluir algunas impurezas o substancias que no son hidrocarburos (ácido sulfhídrico, nitrógeno o dióxido de carbono).

Reinyección de gas Introducción de gas natural al reservorio para incrementar la producción de petróleo a través de una mayor presión en dicho depósito

Extracción con gas o Gas Lift. Consiste en inyectar gas a presión en la tubería para alivianar la columna de petróleo y hacerlo llegar a la superficie. La inyección de gas se hace en varios sitios de la tubería a través de válvulas reguladas que abren y cierran al gas automáticamente. Este procedimiento se suele comenzar a aplicar antes de que la producción natural cese completamente.

Gas natural el gas esta siempre presente en los reservorios de hidrocarburos. Elgas es el compuesto más simple. Este es una simple cadena de moléculas dehidrocarburos. Los cuatro componentes encontrados en un reservorio son: metano,etano, propano y butano. Los porcentajes mostrados en esta tabla pertenecen alporcentaje de cada compuesto que se encuentra generalmente en un reservorio.Estos valores pueden tener una ligera variación, pero usualmente el tipo de gasque más se encuentra es el metano. El gas esta en estado líquido en el reservoriodebido a la alta presión a la que se encuentra el reservorio. Sin embargo, una vezque el gas alcanza la superficie este se encuentra en estado gaseoso. Esimportante mencionar que el gas producido p por las compañías petroleras es elmetano<

DETRMINACION DEL RITMO OPTIMO DE PRODUCCION

Mayores ritmos de producción. Cuando las condiciones de explotación de loscampos productores son favorables, el ritmo de producción de sus pozos puedeaumentarse reduciendo su contrapresión en la superficie. La menorcontrapresión, y por consiguiente el mayor gasto, se obtiene colocando losseparadores lo mas cercanamente a los pozos, ajustando simultáneamente supresión de operación al valor mínimo que las condiciones de producción lopermitan; lo anterior sucedería cuando la presión en la cabeza del pozo escontrolada por la presión del separador (cuando no tiene estrangulador). En casode tener pozos estrangulados, lo que se logra es mantener un mayor tiempo deafluencia de los pozos a la etapa de separación correspondiente.

Un ritmo óptimo de producción dependerá de las condiciones de operación delpozo, las cuales son determinadas por medio de un análisis previo en el que sedeben involucrar tanto el comportamiento del yacimiento como el que tiene en laspruebas de presión y de producción.

Gas

El gas ha pasado a ocupar un importante espacio en el escenario energético mundial, con un crecimiento continuo de la demanda. Venezuela está considerada como una de las naciones más importantes como potencial suplidor de energía gasífera por sus cuantiosas reservas de gas, su ventajosa posición geográfica e importancia geopolítica, constituyendo uno de los cinco grandes polos de atracción gasífera del mundo: Rusia, Medio Oriente, Norte de África, Norteamérica y Venezuela, conjuntamente con Trinidad y Bolivia, en Suramérica.

Venezuela cuenta con 147 billones de pies cúbicos (BPC) (4,15 Billones de m3) de gas en reservas probadas, además posee recursos entre 40 y 60 BPC por confirmar. Dichas cifras representan el primer lugar de América Latina, la novena a escala mundial y la séptima respecto a los países que integran la OPEP.

De las reservas probadas de gas natural en Venezuela, el  91% corresponde a gas natural asociado.  El mayor volumen de reservas del país (70%) está localizado en el Oriente, 23% corresponde al Occidente (62 BPC) y el resto a Costa Afuera 7%.

Las reservas más importantes de Gas libre se encuentran Costa Afuera, siendo las áreas mas avanzadas en exploración las correspondientes al Proyecto Mariscal Sucre en el norte de la Península de Paria y las de la Plataforma Deltana. La zona del Golfo de Venezuela tiene un potencial elevado que comenzará a ser explorado en el marco del Proyecto Rafael Urdaneta, actualmente en proceso de definición.  

En Tierra existen reservas en el eje norte llanero donde ya se está explotando el Campo de Yucal Placer Norte con una producción diaria, para fines de 2004, de 60 MMPCED y se espera alcanzar una producción de 300 MMPCED. En el pie de Monte Andino se está explorando en el Bloque de Barrancas y se estima una producción de 70 MMPCED. También se dispone de reservas en proceso de exploración e inicio de explotación en la zona de la Vela de Coro, con una producción inicial de 30 MMPCED para fines de este año.  

En la actualidad, la producción total de Gas es del orden de los  6300 MMPCED y parte se utiliza en reinyección para mantener el factor de recobro de los yacimientos, el resto va al mercado interno y consumos propios de la industria petrolera.

El texto completo del artículo en formato PDF puede bajarlo pulsando aquí. Presentamos en esta página parte del texto, sin tablas, gráficos ni notas, para que se pueda revisar su

contenido.

I. Introducción

La importancia del gas natural como recurso energético radica principalmente en el bajo impacto ambiental que tiene en el uso como combustible en comparación con otros carburantes1, y en que se trata de un recurso muy importante como materia prima para el sector industrial, así como de un producto final de gran utilidad para los sectores domestico y comercial. Por estos motivos, por la abundancia de sus yacimientos y el bajo precio del producto, el valor de este hidrocarburo gaseoso ha aumentado significativamente a lo largo de las dos últimas décadas y, además, cuenta con un mercado internacional en continua expansión, previéndose un aumento de la demanda mundial de este hidrocarburo del 2,5% promedio anual de la última década al 2,9% promedio anual para los próximos diez años.

En este contexto, Venezuela se encuentra en una posición privilegiada al ser el octavo país del mundo3 y el primero de América Latina en lo que a reservas probadas de gas natural se refiere, contando con cerca de 4,2 billones de metros cúbicos. Tal magnitud de reservas permite a un país del tamaño de Venezuela (cerca de 26 millones de habitantes) abastecer con amplitud al mercado doméstico y contar con excedentes para la exportación.

Desde hace décadas, el motor de la economía venezolana ha sido el petróleo, “despreciando” el potencial de sus recursos gasíferos. Esto en cierto modo es lógico si tenemos en cuenta que el mercado del crudo se ha desarrollado con

anterioridad y que la demanda de este producto por parte de las economías industrializadas en la segunda mitad del siglo XX ha sido espectacular, hasta tal punto que se ha creado una dependencia muy fuerte hacia este recurso. Además, en el caso de Venezuela, una gran proporción de las reservas probadas de gas se caracterizan por estar asociadas al petróleo, por lo que gran parte de la producción de gas se inyecta o se ventea. Conviene resaltar como prueba evidente del tardío interés de Venezuela por el gas natural, que hasta el año 1969 no se aprobó un Decreto por el que se regulaba la conservación de los recursos hidrocarburos, cuyo objetivo principal era reglamentar el quemado del gas en los llamados mecheros.

Sin embargo, si bien es justificable que la industria venezolana del gas natural se haya desarrollado más tardíamente que la del petróleo, no parece coherente que un país con un nivel de reservas probadas tan extraordinario no explote al máximo las grandes posibilidades que le brinda este recurso; a saber, Venezuela no cuenta con una red de gasoductos interiores que proporcione gas a todas las regiones del país6 (sistema de transmisión insuficiente), ni con una red de distribución adecuada que suministre gas a todas las industrias que lo necesitan en aquellas regiones donde sí hay gas. Con todo, sí es cierto que el consumo interno de gas natural per cápita se encuentra entre los más elevados de la región. Asimismo, parece que existe una decidida mentalidad de “gasificar” la República mediante la creación de la infraestructura necesaria para desarrollar la industria del gas a escala nacional, con el objetivo fundamental de atender los requerimientos de gas del sector industrial, aunque también del sector doméstico y del comercial.

Por otro lado, Venezuela exporta productos derivados del gas natural, principalmente propano, gasolina natural y butano, pero no exporta gas natural vía gasoductos o licuado (GNL). A diferencia del mercado nacional, que como se ha dicho sí parece que existe voluntad política para llevar a cabo proyectos de desarrollo, en el plano internacional no se está elaborando una estrategia definida para explotar todas las posibles ganancias que podrían derivar de las exportaciones de gas natural. Y es ésta la cuestión principal del trabajo: ¿por qué Venezuela no exporta gas natural? Son diversos los beneficios que obtendría el país con la exportación vía gasoductos o GNL aparte de los puramente económicos derivados de la actividad, como por ejemplo avanzar en el proceso de integración energética regional, el impacto social positivo, el posicionamiento del país como un referente internacional en el mercado del gas, etc.

Por estas razones es importante entender los motivos por los que actualmente no se exporta gas. Para comprenderlos, es necesario analizar en primer lugar en qué situación se encuentra el sector gasífero venezolano en la actualidad. Este análisis se realizará en la sección II, que contiene un apartado dedicado a la oferta, otro a la demanda y otro en el que se muestra una previsión del mercado venezolano del gas en el año 2020.

Adicionalmente, se resumirán las líneas generales de la política energética de este hidrocarburo en Venezuela y en el último apartado se mostrará un resumen de los proyectos de inversión relacionados con el gas. En la sección III, se examinarán las claves del comercio internacional del gas, concretamente los requerimientos internos necesarios para exportar gas natural y su aplicación al caso venezolano. En la sección siguiente, se procede a la exposición de las posibles ganancias que generaría la actividad de exportación del hidrocarburo gaseoso, explicando las ventajas de la integración energética. En la última sección se detallarán las conclusiones.

II. El mercado del gas natural en Venezuela

La oferta

La industria venezolana del gas natural es de grandes dimensiones y se espera que en los próximos años su importancia aumente según se vaya desarrollando el gran potencial con el que cuenta. Atendiendo a los datos ofrecidos en el anuario “Petróleo y otros datos estadísticos” que publica el Ministerio de Energía y Minas, la duración de las reservas probadas de gas natural para el año 2002 es de 111 años. Tanto el nivel de reservas como la producción neta anual de Venezuela han aumentado desde 1990, aunque el nivel de producción lo ha hecho en mayor grado desde 1993, por lo que la ratio reservas/producción desde 1993 ha descendido sustancialmente (Tabla 1). Si la evolución de las reservas probadas sigue el comportamiento de las reservas de petróleo tal y como ha sucedido hasta ahora, cabe esperar que la explotación del gas natural continúe condicionada a la explotación del crudo. Sin embargo, sería factible que siguiesen cauces diferentes si se aplicasen los nuevos objetivos del gobierno de explorar y explotar reservas no asociadas, si se aprovecha el gas contenido en aquellos yacimientos donde el petróleo se está agotando o si se emplean tecnologías que permitan la extracción de petróleo sin inyectar gas natural.

Una de las principales características del mercado del gas natural venezolano, que ya se ha comentado en la introducción de este trabajo, es la preponderancia del gas asociado. Esta particularidad es muy importante ya que provoca que el mercado esté sujeto a una alta vulnerabilidad a las variaciones en la producción de petróleo, debido a que la mayor parte del gas generado en el país proviene conjuntamente de la producción petrolera. Esto es, de los casi 4,2 billones de metros cúbicos de reservas probadas de gas, sólo un 10% aproximadamente proviene de yacimientos de gas libre. Por ello, y con el fin de favorecer la diversificación de la composición de las reservas de hidrocarburos, se está tratando de reorientar la visión de la industria mediante la concesión preferencial de licencias de exploración y explotación de yacimientos de gas libre, tanto en tierra firme como en alta mar.

En Venezuela, los tres segmentos claramente diferenciados de la industria del gas natural (producción, transmisión y distribución) los lleva a cabo la misma empresa estatal, Petróleos de Venezuela, S.A. (PDVSA) o empresas subsidiarias7 de ésta,

como PDVSA GAS; esto ocurre así desde que el Ejecutivo promulgase en 1971 la Ley que reservaba al Estado la industria del gas. El control de las tres actividades por parte de esta empresa ha impedido hasta ahora la participación de otros agentes, ya sean nacionales o extranjeros, privados o públicos, en la industria, a excepción de un sector reducido de la actividad de distribución8. Nos encontramos por tanto ante un mercado en el que existe un claro monopolio en los tres segmentos de la industria, tratándose de un fallo de mercado que se ha de corregir. Sí es cierto que en lo que respecta a los gasoductos, tal y como afirma Pierce (1996), tanto en el punto de partida como en la distribución y generalmente también para el transporte de largo recorrido, son monopolios naturales. Esto es lógico ya que las inversiones necesarias para la explotación de yacimientos gasíferos, así como para la transmisión y distribución del gas, son muy altas. Los costes fijos son elevados y decrecientes, por lo que sería muy ineficiente construir dos gasoductos que transportaran gas desde la misma región de partida hasta el mismo lugar de entrega, ya que incurrirían en grandes costes y no aprovecharían las economías de escala que se producen al aumentar el diámetro del gasoducto siempre y cuando se aproveche la capacidad máxima de transporte9. Sin embargo, esto no significa que en el mercado no puedan participar diversas empresas tanto públicas como privadas en la industria de un país, evitando de esa manera las situaciones monopolísticas.

Como muestra de este monopolio, si se calcula el índice de concentración industrial de Herfindahl-Hirschman10 para el sistema de transmisión de Venezuela, el índice arroja una valor de 10.000, que significa que existe una única empresa monopolista. Realizando el mismo cálculo para la actividad de distribución, se observa que también existe una alta concentración del mercado, ya que el valor del índice es igual a 7.607.

La demanda

Un rasgo del mercado del gas en Venezuela es que el consumo de este hidrocarburo para el período 1993 a 2002 muestra un grado de correlación positivo con la producción del 78%11. En este mismo período, la demanda de gas ha aumentado significativamente (23%), y desde el gobierno se espera que siga incrementándose gracias a la política de gasificar el país, promoviendo el uso del gas natural en los procesos industriales, a los proyectos de inversión en infraestructuras que tienen planeado ejecutar y al crecimiento de la economía.

Tal y como se observa en la Tabla 2, la demanda de gas natural en Venezuela se encuentra altamente concentrada. El sector petrolero consume un tercio del total, destinando el gas principalmente a la recuperación del crudo en los yacimientos (47%) y en menor medida como combustible (29%), quedando un 9% para la transformación de Líquidos del Gas Natural (LGN) y distribuyendo el resto en las demás actividades de la industria petrolera que utilizan el gas como insumo. El consumo en los demás sectores de la economía también presenta una alta concentración, puesto que la industria eléctrica, la petroquímica y la siderúrgica tienen un peso superior al 70% del consumo total12, donde además la

participación de empresas estatales es predominante. En Venezuela, el grado de sustitución del gas por otros combustibles depende principalmente de las políticas públicas. Estamos por tanto frente a un mercado que presenta una elasticidad cruzada dependiente de las políticas públicas, en el cual el gobierno determina las pautas a seguir en cuanto a la utilización de las fuentes de energía primaria que servirán de insumo en los procesos industriales de las empresas estatales, lo que por ende, y puesto que la mayor parte del consumo lo realizan estas empresas, determina en gran medida el consumo o sustitución de este hidrocarburo por otro combustible.

Un aspecto importante que debe mencionarse es que la demanda de gas en Venezuela tiende a ser inelástica, es decir, la demanda de gas responde en menor proporción a las variaciones ocurridas en el precio. Esto se debe principalmente a los altos costes en infraestructura en los que han de incurrir los consumidores para tener acceso al gas, a la falta de opciones de suministro al estar la oferta monopolizada y a que la mayor parte de los clientes, empresas estatales, establecen contratos de largo plazo sin incorporar cláusulas acordes con la estructura actual de los mercados de gas natural, como por ejemplo los contratos firmes de compra (take or pay contract). Nos encontramos por tanto ante un sector que presenta diversos fallos de mercado que el gobierno debe tratar de subsanar. Como más adelante se explica, parece que se está llevando a cabo un proceso de reorientación de las políticas públicas con el objetivo de liberalizar el mercado y promover la libre competencia, con el fin de beneficiar al usuario final mediante un servicio más eficiente y barato. Sin embargo, lograr este objetivo es complicado y sin duda debe enfocarse a largo plazo, ya que los cambios estructurales necesarios pueden resultar nocivos si no se realizan con prudencia.

Previsiones de oferta y demanda

Este apartado se basa en la publicación de Naciones Unidas “Estudio de suministro de gas natural desde Venezuela y Colombia a Costa Rica y Panamá”13. El objetivo de este apartado es realizar un balance previsional entre la oferta y la demanda de gas natural para los próximos años en Venezuela, con el fin de analizar las posibilidades reales que tiene el país de abastecer la demanda interna de gas y al mismo tiempo desarrollar un plan de exportación de este producto. Se trata en definitiva de saber si el país cuenta con los recursos suficientes como para abastecer al mercado doméstico y exportar durante un período razonable de tiempo.

En el estudio de las NN.UU. se parte de un escenario base, en el que la producción aumenta significativamente de acuerdo con los planes de expansión previstos por el Ejecutivo y en el que se toman como válidas las proyecciones de demanda de gas natural efectuadas por PDVSA de 1999 a 2013 y las elaboradas por OLADE de 2013 a 2020, éstas últimas estimadas de acuerdo al aumento previsto de la población. Por tanto, para el escenario base nos encontramos con un nivel de consumo interno de 106.000 millones de metros cúbicos y un volumen de exportaciones de 3.000 millones de m3. Los resultados del análisis de este

primer escenario para el año 2020 sitúan en 34 años la ratio reservas probadas/producción, y en 50 el número de años de duración que tendrían los recursos disponibles, lo que equivale a decir que Venezuela dispondría de recursos hasta el año 2070.

Posteriormente se plantea, tomando como referencia el escenario base, un escenario alternativo14 en el que se contempla la exportación masiva del producto vía gasoductos y GNL y en el que predomina la generación térmica (frente al predominio de las centrales hidroeléctricas). Para ello se supone un volumen de exportación en 2020 de 70.000 millones de m3 y un consumo interno de 106.000 millones de m3. Al mismo tiempo, para obtener los resultados de este escenario alternativo, se han planteado dos hipótesis con relación a la producción y los recursos15: la totalidad de los recursos no podrían recuperarse y por lo tanto la producción sería menos intensa. Una vez planteadas las hipótesis, los resultados del estudio indican que la ratio reservas probadas/producción sería de 19 años y que Venezuela aún contaría con recursos disponibles 29 años más.

Por lo tanto, partiendo de la hipótesis de que el estudio realizado por las instituciones anteriormente mencionadas es correcto, o que al menos los resultados se aproximan a lo que va a ocurrir, se espera que ante un escenario en el que Venezuela exportaría gas natural masivamente, en el cual predominaría la generación térmica de electricidad (que equivale a decir que se consumiría más gas internamente) y en el que no se recuperarían todos las recursos disponibles, Venezuela aún dispondría de recursos hasta el año 2049.

La política energética

El gobierno venezolano, a través del Ministerio de Energía y Minas y del Ente Nacional del Gas (ENAGAS), que son los encargados de regular este sector, ha reorientado la política energética del país otorgando al gas natural una mayor relevancia en los planes de desarrollo nacionales. Se desea desde el Ejecutivo que este hidrocarburo se convierta en uno de los pilares fundamentales sobre los que se sustente el desarrollo económico y social del país. Concretamente, se pretenden alcanzar cinco grandes objetivos interrelacionados: garantizar en el largo plazo el abastecimiento de gas a la nación, desarrollar la infraestructura de transporte y distribución, desarrollar la producción de gas libre, promover el desarrollo industrial del país y redirigir la capacidad de pago de los diferentes actores. Están relacionados porque, para satisfacer la demanda interna de gas y abastecer con suficiencia al sector industrial con vistas a su desarrollo utilizando el gas como insumo básico, es necesario llevar a cabo la explotación de reservas no asociadas y desarrollar una infraestructura de transmisión y distribución que permita llegar a todos los consumidores. Pero esto no es tarea fácil, para ello se requieren grandes inversiones que permitan renovar y ampliar las infraestructuras existentes y explorar y explotar yacimientos nuevos de gas no asociado, inversiones que el Estado o sus empresas, PDVSA y sus filiales principalmente, no pueden afrontar. Nos encontramos por tanto ante uno de los grandes problemas que han impedido a la industria desarrollarse plenamente: la

financiación de las inversiones en infraestructuras. En una industria que requiere unos niveles de inversión tan elevados, debe participar el sector privado en el mercado, ya que si no es partícipe, a largo plazo se producirá entre otras cosas una grave carencia de infraestructuras y un desfase estructural.

Desde 1971, año en el que se promulgó la ley que reservaba al Estado la industria del gas, la participación del capital privado en grandes proyectos ha sido casi nula. Las más importantes infraestructuras existentes hoy día se construyeron principalmente en las décadas de los setenta y ochenta por parte de empresas propiedad del Estado (gracias a los ingentes ingresos fiscales derivados del aumento de los precios del petróleo). En los años noventa no se materializaron proyectos significativos, lo que denota que la realidad del sector gasífero venezolano es que se encuentra anticuado y poco desarrollado. Es a partir del año 1999, año en el que se promulga la Ley Orgánica de Hidrocarburos Gaseosos y a la que acompañó al año siguiente el Reglamento de esa misma ley, cuando se reactiva el desarrollo de la actividad, permitiendo la participación del capital privado nacional e internacional. Esto queda reflejado en el Artículo 2º de dicha Ley:

“Artículo 2°. Las actividades de exploración en las áreas indicadas en el artículo anterior, en busca de yacimientos de hidrocarburos gaseosos no asociados y la explotación de tales yacimientos, así como la recolección, almacenamiento y utilización tanto del gas natural no asociado proveniente de dicha explotación, como del gas que se produce asociado con el petróleo u otros fósiles, el procesamiento, industrialización, transporte, distribución, comercio interior y exterior de dichos gases, se rigen por la presente Ley y pueden ser ejercidas por el Estado directamente o mediante entes de su propiedad o por personas privadas nacionales o extranjeras, con o sin la participación del Estado, en los términos establecidos en esta Ley. Queda igualmente comprendido en el ámbito de esta Ley, lo referente a los hidrocarburos líquidos y a los componentes no hidrocarburados contenidos en los hidrocarburos gaseosos, así como el gas proveniente del proceso de refinación del petróleo.”

(Gaceta Oficial de la República Bolivariana de Venezuela Nº 36.793 de fecha, 23/09/1999)

Asimismo, dicha ley establece entre otras disposiciones la restricción de la integración vertical en la cadena del negocio del gas, establece las bases para el desarrollo de campos de gas no asociado y regula mecanismo de establecimiento de tarifas para los consumidores.

Otra implicación importante de la ley es que debe permitirse el uso de los gasoductos a otras compañías si éstos no transportan gas al máximo de su capacidad, lo cual parece racional y acorde con la teoría económica, ya que se aprovecha al máximo la capacidad de los mismos y evita que se tenga que realizar nuevas inversiones en gasoductos desperdiciando recursos. Dicho esto, el usuario de los gasoductos debe pagar por la utilización del mismo al propietario, con el fin de garantizar un mercado justo.

Es importante destacar que en el año 2001 el Estado promulgó la Ley Orgánica de Hidrocarburos, la cual, en su Artículo 10º establece:

“…Las instalaciones y obras existentes, sus ampliaciones y modificaciones, propiedad del Estado o de las empresas de su exclusiva propiedad, dedicadas a las actividades de refinación de hidrocarburos - naturales en el país y al transporte principal de productos y gas, quedan reservadas al Estado en los términos establecidos en este Decreto Ley.”

(Gaceta Oficial de la República Bolivariana de Venezuela Nº 37.323 de fecha, 13/11/2001.)

Parece que existe una doble vertiente con respecto a la L.O. Hidrocarburos Gaseosos y un cambio en la orientación de la política energética en cuanto a la participación del sector privado en las actividades gasíferas que debe explicarse con claridad desde el gobierno si se desea transmitir la transparencia y credibilidad necesaria a los inversores.

En la actualidad, Venezuela se plantea de forma tímida la posibilidad de exportar gas natural a medio-largo plazo. No se ha incluido la exportación de gas natural dentro de los grandes objetivos de la administración ya que el autor de este trabajo opina que no es un planteamiento decidido, basándose esta opinión en la información que representantes o instituciones del gobierno han ido ofreciendo públicamente. Nelson Martínez, director de PDVSA y presidente de PDVSA Gas afirmó en una entrevista17 en julio de este año que “…la mayor parte de esta producción estará destinada en primera instancia a abastecer el mercado venezolano, mientras que el remanente se exportará hacia América del Norte, el Caribe y América del Sur. A los Estados Unidos, por ejemplo, enviaremos el primer cargamento en el 2009”. Por otro lado, en el Plan Nacional del Gas publicado por el Ente Nacional del Gas en 2002 se habla de que “…los grandes recursos de gas natural y el superávit de producción de gas proyectado a partir del año 2005, permitirían la oportunidad de desarrollar proyectos a mediano plazo para la exportación de gas natural licuado a gran escala…”, y se valora la opción de exportar gas como una oportunidad más que como un plan de acción seguro.

En el siguiente apartado de esta sección se analizarán los proyectos de inversión y se explicará el por qué de esta falta de confianza con respecto a los planes del gobierno de exportar gas. Atendiendo a la regulación de los precios, es preciso señalar que el mercado ha estado marcado tradicionalmente por un desajuste entre los precios del gas para el sector doméstico e industrial. Esta distorsión en los precios entre uno y otro sector se está tratando de solucionar mediante un nuevo proceso de ajuste de precios iniciado en 1996.

Actualmente, los precios están regulados de acuerdo a una división regional realizada por el Estado como primer paso hacia el establecimiento de precios de mercado. Al respecto, tal y como asevera Bonadonna (2003), conviene resaltar que para que una industria se desarrolle plenamente, se requiere de unos precios pagados por los productos, el gas en este caso, que permitan el reembolso de los costes de producción, así como de la recuperación de la inversión inicial y con los que se pueda hacer frente al pago de impuestos y que, además, aseguren una rentabilidad suficiente sobre el capital invertido. Por ello, debe ser el mercado el que asigne los precios, ya que serán la oferta y la demanda las que establezcan el

valor real del producto, reaccionando así ante los precios; y si la oferta es suficientemente amplia, los precios serán bajos y los consumidores saldrán beneficiados. Además, es cuando la oferta y la demanda determinan el justo valor de un producto cuando realmente puede lograrse la máxima eficiencia, ya que los usuarios ajustarán su consumo de acuerdo al valor que le den al mismo. Pero en la actualidad, y hasta que no exista una competencia efectiva, se fijarán los precios del producto utilizando modelos de simulación basados en principios de eficiencia económica, y se liberarán los mismos cuando haya competencia.

En el marco legal ambiental se aprobó una ley en el año 1992 por la cual se establecían tres requerimientos básicos; a saber, la utilización de auditorías ambientales para las instalaciones existentes, la realización de estudios de impactos ambientales para actividades futuras y la determinación de planes y programación de las actividades que sean necesarias para cumplir con las regulaciones ambientales. Hay que destacar también que para cada fase de actividad de petróleo, gas y electricidad, es necesario obtener una licencia ambiental, para lo cual quien las solicite debe proporcionar los correspondientes informes de impactos ambientales.

Como colofón de este apartado, hay que resaltar que Venezuela impone unos aranceles a la importación de gas natural, al propano y al butano del 5% ad valorem y que no concede subvenciones a la exportación de gas. Asimismo, de todos los volúmenes de hidrocarburos gaseosos extraídos de cualquier yacimiento, y no reinyectado, el Estado tiene derecho a una participación del 20% como regalía, y ésta puede ser cobrada por el Estado en especie o en dinero (Ley de Hidrocarburos Gaseosos, 1999).

Los proyectos

Dado que el núcleo del trabajo se centra en la exportación de gas natural de Venezuela, o mejor dicho en la ausencia de exportación, en este último apartado de la sección se resumirán los proyectos más relevantes, pasados y presentes, relacionados con la exportación de este hidrocarburo.

A continuación se muestran los proyectos de inversión en gasoductos internacionales más relevantes que en principio no se piensa ejecutar, atendiendo al grado de madurez de los mismos

La producción de gas natural se viene registrando desde 1918, año en el que, según datos de la época, se obtuvo una cantidad promedio de 8.500 m3 por día en la jurisdicción de Maracaibo.

PRODUCION

Grandes reservas. Los principales centros de explotación de gas de Venezuela se encuentran distribuidos en tres cuencas sedimentarias: Maracaibo-Falcón, Barinas-Apure, Oriente y Margarita.

Pdvsa realiza un esfuerzo exploratorio en esas cuencas y como resultado se han descubierto

grandes yacimientos de gas condensado y natural.

De acuerdo con las más recientes estimaciones, las reservas probadas alcanzan los 152 billones de pies cúbicos de gas (BPC), y otros 196 BPC por descubrir.

Las mayores reservas gasíferas del país están ubicadas al norte y noroeste del territorio nacional, en las costas de la plataforma continental caribeña y atlántica, con una extensión de más de 500 mil kilómetros cuadrados.

La producción de gas natural es de seis mil 636 millones de pies cúbicos diarios, hasta junio de este año, según cifras de Pdvsa, de los cuales se consume en el país casi su totalidad.

Relación gas-petróleo (RGP): relación entre el caudal de gas y el caudal de hidrocarburos líquidos, llevado a condiciones normales de presión y temperatura (una atmósfera y 15º C), sean éstos provenientes de un pozo o medidos en las distintas instalaciones.

MÉTODOS DE EXPLORACIÓN EN PROFUNDIDAD (GEOQUÍMICOS) La geoquímica tiene, actualmente, una aplicación muy importante, tanto en exploración como en producción, pues permite entender y conocer el origen, probables rutas de migración y entrampamiento de los hidrocarburos almacenados en el subsuelo.

Para aplicar estos métodos se requiere la perforación de pozos profundos. Por este medio se analizan las muestras del terreno a diferentes profundidades y se estudian las características de los terrenos atravesados por medio de instrumentos especiales.

Los métodos de exploración en profundidad tienen por finalidad determinar la presencia de gas o de petróleo; son métodos directos en la búsqueda del petróleo.

Si la exploración ha sido exitosa y se ha efectuado un descubrimiento comercial con un pozo, se inician los trabajos de delimitación del yacimiento descubierto con la perforación de otros nuevos (en muchos casos con una registración de sísmica de 3D o 2D previa), para efectuar luego la evaluación de las reservas.

En la exploración petrolera los resultados no siempre son positivos. Muchas veces los pozos resultan secos o productores de agua. En cambio los costos son elevados, lo que hace de esta actividad una inversión de alto riesgo. Si a ello le sumamos el hecho de que desde el descubrimiento de un nuevo yacimiento hasta su total desarrollo pueden ser necesarios varios años de trabajos adicionales en lo que deben invertirse grandes sumas

de dinero, podemos concluir que sólo las grandes organizaciones empresariales puedan afrontar estos costos.

Reservas de Gas

Un yacimiento de gas es aquel en el cual el hidrocarburo contenido existe como fase vapor a presiones iguales o inferiores que el valor inicial.

A diferencia de los petróleos saturados o los de condensado, en un yacimiento de gas no ocurren cambios de fases con la reducción de la presión

En un yacimiento de gas húmedo la producción total de gas es la suma de la producción de gas en el separador y la producción de líquidos equivalente en vapor.

Las reservas de Gas Natural son clasificadas de acuerdo a su ocurrencia.

- Gas no asociado es gas libre que no esta en contacto con petróleo en el yacimiento.- Gas asociado es gas libre en contacto con petróleo en el yacimiento.- Gas disuelto es gas en solución con petróleo en el yacimiento.

Las reservas son cantidades de hidrocarburo que se considera pueden ser recuperados comercialmente a partir de acumulaciones conocidas a una fecha futura. Todos los estimados de reservas involucran algún grado de incertidumbre. La incertidumbre depende principalmente de la cantidad de datos de ingeniería y geología, confiables y disponibles a la fecha del estimado y de la interpretación de estos datos. El grado relativo de incertidumbre aplicado por colocar las reservas en una de las dos clasificaciones principales, ya sea probadas o no-probadas. Las reservas no-probadas son menos ciertas a ser recuperadas que las probadas y pueden ser sub-clasificadas como reservas probables y posibles para denotar progresivamente el incremento de la incertidumbre en su recuperación.

La estimación de las reservas se efectúa bajo condiciones de incertidumbre. El método de estimación es llamado "determinístico" si se obtiene un solo valor para el mejor estimado de reservas basado en el conocimiento geológico y de ingeniería y datos económicos. El método de estimación es llamado "probabilístico" cuando el conocimiento geológico y de ingeniería y los datos económicos son usados para generar un rango de estimados de reservas y sus probabilidades asociadas. La identificación de las reservas como probadas, probables y posibles ha sido el método más frecuente y proporciona una indicación de la probabilidad de la recuperación. Debido a la diferencia en la incertidumbre, se debe tener cuidado cuando se suman reservas de diferente clasificación.

Los estimados de reservas serán revisados a medida que se cuenten con datos adicionales y disponibles de geología e ingeniería o cuando ocurran cambios en las condiciones económicas. Las reservas no incluyen cantidades de gas mantenidos en inventarios y si se requieren para un reporte financiero, pueden ser disminuidas en el volumen correspondiente a uso propio o pérdidas por procesamiento.

Las reservas pueden ser atribuidas a las que pueden ser producidas por energía natural del yacimiento 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 yacimiento para incrementar la recuperación final.

Reservas Probadas: son las cantidades de petróleo que, por análisis de datos de geología e

ingeniería, pueden ser estimadas con "razonable certeza" que serán recuperables comercialmente, a partir de una fecha dada, de yacimientos conocidos y bajo las actuales condiciones económicas, métodos de operación y regulaciones. Las reservas probadas pueden ser sub-divididas en desarrolladas y no desarrolladas.

Si se emplea el método determinístico, el término "razonable certeza" quiere decir que se considera un alto grado de confidencia que las cantidades serán recuperadas. Si se emplea el método probabilístico, debe existir al menos un 90 % de probabilidad que las cantidades a ser recuperadas serán iguales o excederán al estimado.

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 requeridos en el reporte de reservas.

Las reservas en áreas no desarrolladas, pueden ser clasificadas como probadas no desarrolladas, si cumplen:

-Las ubicaciones son offsets directos a pozos que han mostrado producción comercial en la formación objetivo,

-Que es razonablemente que tales ubicaciones están dentro del límite productivo conocido como probado para la formación objetivo,

-Las ubicaciones están acorde con la regulación existente referida a espaciamiento, y

-Es razonablemente que las ubicaciones serán desarrolladas. Las reservas para otras ubicaciones son clasificadas como probadas no desarrolladas solo cuando la interpretación de los datos de geología e ingeniería de los pozos cercanos indican con razonable certeza que la formación objetivo es lateralmente continua y contiene petróleo comercialmente recuperable para ubicaciones diferentes a los offsets directos.

Las reservas que se consideran a ser producidas a través de la aplicación de métodos establecidos de recuperación mejorada, son incluidos en la clasificación de probadas cuando:

-La prueba exitosa de un proyecto piloto o respuesta favorable de un programa instalado en el mismo o en un reservorio análogo con similares propiedades de roca y fluido, proporcionan soporte para el análisis sobre el cual esta basado el proyecto, y,

-Es razonablemente que el proyecto será ejecutado.

Las reservas a ser recuperadas por métodos de recuperación mejorada que tienen todavía que ser establecidos a través de aplicaciones comerciales exitosas, son incluidos en la clasificación de probadas solo:

-Después de una favorable respuesta de producción de otro yacimiento similar que es:

(a) Un piloto representativo, o(b) Un programa instalado donde la respuesta proporciona soporte para el análisis sobre el cual esta basado el proyecto, y

-Es razonablemente que el proyecto será ejecutado.

En resumen son volúmenes de hidrocarburos evaluados acondiciones atmosféricas y bajo condiciones económicas actuales que se estiman serán comercialmente recuperables en una fecha especifica con una certidumbre razonable, cuya extracción cumple con las normas gubernamentales establecidas, y que han sido identificados por medio de análisis e información geológica y de ingeniería.

Reservas no probadas: están basadas en datos de geología y/o ingeniería, similares a los usados en el estimado de las reservas probadas; pero incertidumbre técnicas, contractuales, económicas o de regulación hacen que estas reservas no sean clasificadas como probadas.

Las reservas no probadas pueden ser sub-clasificadas como probables y posibles.

Las reservas no probadas pueden ser estimadas asumiendo condiciones económicas futuras diferentes a las vigentes a la fecha del estimado. El efecto de posibles mejoras futuras en las condiciones económicas y desarrollo tecnológico puede ser expresado por una clasificación apropiada de las cantidades de reservas en probables y posibles.

Reservas probables: son las reservas no probadas que el análisis de datos de geología e ingeniería sugieren que son menos ciertas que las probadas. En este contexto, cuando se usen métodos probabilísticos, debe existir al menos una probabilidad de 50 % de que la cantidad a ser recuperada será igual o excederá a la suma del estimado de reservas probadas más las probables.

En general, las reservas probables pueden incluir:

-Reservas que se anticipaban como probadas por perforación de un normal step-out, pero el control del subsuelo es inadecuado para clasificar estas reservas como probadas,

-Reservas en formaciones que parecen ser productivas y están basadas en características de perfiles eléctricos pero faltan datos de núcleos o pruebas definitivas y que no son análogos a reservorios en producción o reservorios probados existentes en el área,

-Reservas incrementales que se atribuyen a perforación de interubicaciones (infill) que podrían ser clasificados como probadas si es que el espaciamiento reducido hubiera sido aprobado a la fecha del estimado,

-Reservas que se atribuyen a un método de recuperación mejorada que ha sido establecido por una repetida aplicación comercial exitosa, cuando:

(a) Un proyecto o piloto que esta planeado pero no en operación, y(b) Las características de reservorio, fluido y roca aparecen como favorables para una aplicación comercial,

-Reservas en un área donde la formación parece estar separada del área probada por fallamiento y la interpretación geológica indica que el área objetivo esta estructuralmente más alta que el área probada.,

-Reservas atribuibles a un futuro reacondicionamiento, tratamiento, re-tratamiento, cambio de equipo u otro procedimiento mecánico, donde tal procedimiento no ha sido probado exitosamente en pozos que muestran similar comportamiento en yacimientos análogos, y

-Reservas increméntales en yacimientos probados donde una interpretación alternativa de los datos de comportamiento o volumétricos indican reservas mayores a las que fueron clasificadas como probadas.

Reservas posibles: son las reservas no probadas que el análisis de los datos de geología e ingeniería sugieren que son menos ciertas a ser recuperadas que las reservas probables. En este contexto, cuando se utilizen métodos probabilísticos, debe existir al menos una probabilidad de 10 % de que las cantidades a ser recuperadas serían iguales o excederían la suma de las reservas probadas mas probables y mas posibles.

En general, las reservas posibles pueden incluir :

-Reservas que, basadas en interpretaciones geológicas, podrían existir mas allá del área clasificada como probable,

-Reservas en formaciones que parecen contener petróleo basados en análisis de núcleos y registros, pero pueden no ser productivas a tasas comerciales.,

-Reservas increméntales atribuidas a perforación infill que están sujetas a incertidumbre técnica,

-Reservas atribuidas a métodos de recuperación mejorada cuando:

(a) Un proyecto piloto esta planeado pero no en operación, y(b) Las características de yacimiento, roca y fluido son tales que existe una razonable duda que el proyecto será comercial, y

-Reservas en un área donde la formación parece estar separada del área probada por fallamiento y la interpretación geológica indica que el área objetivo esta estructuralmente mas baja que el área probada.

Son aquellos volúmenes de hidrocarburos cuya información geológica y de ingeniería sugieren que es menos segura su recuperación comercial que las reservas probables. De acuerdo con esta definición, cuando son utilizados métodos probabilísticos, la suma de las reservas probadas, probables más las posibles tendrán al menos una probabilidad del 10%

de que las cantidades realmente recaudadas sean iguales o mayores.

Categorías de Reservas por Status:

Las categorías de reservas por status, define a los pozos y yacimientos por su status de producción y desarrollo.

Desarrolladas: Las reservas desarrolladas se espera sean recuperadas de pozos existentes incluyendo reservas detrás del casing (behind pipe). Las reservas por recuperación mejorada son consideradas desarrolladas solo después que el equipo necesario ha sido instalado o cuando los costos por hacer son realtivamente menores. Las reservas desarrolladas pueden ser sub-categorizadas como en producción y en no-producción.

-En producción: Las reservas sub-categorizadas como "En producción" se espera sean recuperadas de intervalos completados que están abiertos y produciendo en la fecha del estimado. Las reservas por recuperación mejorada son consideradas "En producción" solo después que el proyecto de recuperación mejorada esta en operación.

-En no-producción: Las reservas sub-categorizadas como "En no-producción" incluyen las taponadas o cerradas (shut-in) y detrás del casing (behind-pipe). Las reservas de intervalos taponados o cerrados se espera sean recuperados de (1) intervalos de completación que están abiertos a la fecha del estimado pero que no han iniciado a producir, (2) pozos que fueron cerrados por condiciones de mercado o conexiones a oleoductos, o (3) pozos no capaces de producir por razones mecánicas. Las reservas detrás del casing (behind-pipe) se espera sean recuperadas de zonas en pozos existentes, que requerirán trabajos de completación adicional o futura re-completación antes de iniciar a producir.

Reservas no desarrolladas: Las reservas no desarrolladas se espera sean recuperadas:

-de pozos nuevos sobre áreas no perforadas,

-de la profundización de los pozos existentes a un reservorio diferente, o

-donde se requiera un relativo alto gasto para:

(a) re-completar un pozo existente o(b) instalar facilidades de transporte o producción para proyectos de recuperación primaria o mejorada.