“Para que sepamos cuáles serán las reservas finales de petróleo, necesitaríamos saber cuál será el fin del conocimiento, y nadie puede presumir de saberlo. También tendríamos que predecir con precisión el futuro de la ciencia y la tecnología, que es otra imposibilidad ”. Maury Adelman
(I) Energía Primaria
La energía primaria total mundial es de ~ 285 MMBbls de petróleo equivalente, de los cuales el 34% proviene del petróleo, el 26% proviene del gas natural y el 22% proviene del carbón. Significa que el 82% de la energía primaria proviene de combustibles fósiles. El resto es el 18%, del cual el 5% es energía nuclear, el 2,2% es hidroeléctrica y el 10% proviene de energías renovables (8% de biomasa, principalmente la tala de árboles).
En resumen, el 82% del consumo de energía primaria proviene de combustibles fósiles. La conclusión es que los combustibles fósiles seguirán siendo la fuerza dominante durante muchos años más.
En esa línea, hace unos años el “Congreso Mundial del Petróleo” resumió el tema como el “Trilema Energético” es decir, “El mundo requiere una cantidad de energía que sea“ ABUNDANTE, FIABLE Y SOSTENIBLE EN EL TIEMPO ”, incluyendo la provisión necesaria para los 1.300 millones de personas sin acceso a la electricidad.
(II) El Protocolo de Kyoto
George W. Bush
George W. Bush
Cuando George W. Bush asumió la presidencia de Estados Unidos el 20 de Enero del 2001, se negó a firmar el protocolo de Kioto que tenía como objetivo una reducción significativa de CO2 y metano (CH4). El presidente Bush explicó su motivo al anunciar que Estados Unidos no podría cumplir con el objetivo asignado a su país. Al hacerlo, pagó un alto precio político, porque se convirtió en el “chivo expiatorio”. Lo cierto es que ninguno de los demás signatarios pudieron cumplir, a excepción de Japón, porque llevaba 10 años en recesión, por lo que simplemente se fueron en silencio con las “ondas”. A eso se suma el hecho de que “Cap and Trade” murió antes de nacer en el Congreso de Estados Unidos, y que el mercado de Emisiones en Europa desapareció cuando los precios del carbón colapsaron.
¿La conclusión podría ser descalificar cualquier iniciativa de control de emisiones? Seguramente no, pero es necesario adoptar un enfoque equilibrado.
La mayoría de las renovables son nichos, algunos exitosos, otros requieren grandes subsidios y otros han sufrido fallas, como durante algún tiempo fue el caso del “Wind” en el Reino Unido.
(III) El Rey Hubbert y Su Pico
Marion Hubbert
En 1956, el geólogo e investigador de Shell Oil, Marion King Hubbert, pronunció un discurso que dio forma a los debates mundiales so energía durante muchos años. Dirigiéndose al Instituto API, Hubbert lanzó una bomba sobre su audiencia: la producción de petróleo de los Estados Unidos alcanzaría su punto máximo en 1970 y disminuirá de manera constante a partir de entonces. La producción mundial seguiría la misma suerte, alcanzando su punto máximo poco después del cambio de milenio. Hubbert defendió sus pronósticos contra oponentes tanto de la industria petrolera como del gobierno. Se demostró en gran medida que tenía razón durante las crisis de la década de 1970 y fue aclamado como un “profeta” y un “oráculo”. Sin embargo, aunque tenía razón en 2l “pico” de Estados Unidos en 1970, estaba muy equivocado con respecto a al “pico” mundial.
Pero durante la época de Hubbert, su pronóstico máximo estaba de moda con muchos académicos y científicos discutiendo sobre “el fin de la era del petróleo”, “la fiesta terminó” y “nos acercamos al colapso económico del mundo tal como lo conocemos”.
Inspirado por el pico del Hubbert, a un loco radical llamado Richard Duncan se le ocurrió “La teoría de Olduvai” (el nombre fue tomado de un pozo gigante en Tanzania, donde la columna de estratificación expone millones de años de sedimentos). Usó un título resonante y grandilocuente para anunciar su loca previsión: advirtió que pronto se estaba gestando una catástrofe maltusiana, que provocaría una caída de la población mundial a 2.000 millones (hoy son 7.600), y que la humanidad volvería a pueblos donde la agricultura y la ganadería proporcionarían medios de vida.
(IV) Richard Nehring
Richard Nehring
Nehring era un geólogo e ingeniero que aplicó el modelo Hubbert a dos de las cuencas más grandes de los EE. UU., El Valle de San Joaquín y la Cuenca Pérmica. Comenzó a trabajar en el “history-match” de ambos, y cuanto más trabajaba en el pronóstico, más las cifras se quedaban por debajo de la realidad de la creciente producción de petróleo en ambas cuencas.
¿Cómo pudo Hubbert estar tan equivocado?
Como fueron los casos de Malthus y El Club de Roma, Hubbert no pudo anticipar la fuerza y ??el dinamismo de la evolución tecnológica y el Ingenio Humano. Entre las nuevas tecnologías más relevantes: sísmica de alta resolución (Bright Spots), una nueva generación de registros de pozos de alta precisión y resolución, y nuevas tecnologías de perforación profunda. Algunas nuevas tecnologías más, incluyeron “registro durante la perforación” y cabezales y terminaciones de pozos en el lecho marino.
Era sólo cuestión de tiempo para una conclusión aceptada de que la predicción “exitosa” de Hubbert para los EE. UU. fue más probablemente una combinación de circunstancias.
(V) Profesor Maury Adelman (Instituto de Tecnología de Massachusetts)
Mi maestro y querido amigo, Maury Adelman, quien falleció hace unos años, fue el fundador de un grupo llamado “The Cornucopians” (llamado así por el cuerno de la abundancia de Cornucopian), junto con sus amigos, los científicos Julian Simon, Thomas Di Gregory y el profesor Vaclav Smil de la Universidad de Manitoba.
A continuación se presenta una descripción de lo que, en mi opinión, fue la reflexión sumaria más profunda de Adelman y la cita más poderosa de su genio:
“Para que sepamos cuáles serán las reservas finales de petróleo, necesitaríamos saber cuál será el fin del conocimiento, y nadie puede presumir de saberlo. También tendríamos que predecir con precisión el futuro de la ciencia y la tecnología, que es otra imposibilidad ”.
(VI) George Mitchell
George Mitchell, El Padre del Fracking
Extractos de mi artículo “CAMBIO DE PODER ENTRE DIVERSOS ACTORES DEL PETRÓLEO Y GAS (Publicado por primera vez en 2014) por” El Centro de Estudios e Investigación Estratégicos de los Emiratos”, en el libro” Combustibles fósiles no convencionales: la próxima revolución de los hidrocarburos ”
Muy relevante hoy en día, considerando los cientos de sombrías especulaciones sin datos sobre el futuro del petróleo y el gas. Algunos extractos de “The Quest” de Daniel Yergin.
Sin duda el Coronavirus ha matado a miles de personas en todo el mundo y exige un “ataque” global para erradicarlo, como es el caso. Pero paralelamente hay una histeria amplia sobre el futuro del petróleo y el gas como fuente de energía, que se basa en premisas erróneas, y tengo que pensar que se trata de un caso de desconocimiento.
George Mitchell, un productor de petróleo y gas con sede en Houston, pudo ver venir el problema. Su compañía se iba a quedar sin gas natural, lo que la pondría en una posición muy difícil, ya que fue contratada para entregar una cantidad sustancial de gas natural desde Texas para alimentar un gasoducto que abastecía a Chicago. Las reservas de las que dependía el contrato estaban disminuyendo y no estaba claro dónde podría encontrar más gas para reemplazar esas reservas agotadas. Pero tenía una corazonada, incitada por un informe de geología que había leído. Eso fue a principios de la década de 1980. Tres décadas después, el incansable compromiso de Mitchell de hacer algo sobre el problema transformaría el mercado del gas natural de América del Norte y sacudiría las expectativas del mercado mundial del gas.
El informe en cuestión apunta a una posible solución. Durante mucho tiempo se había reconocido que el gas natural no solo se encontraba en reservorios productivos, sino también atrapado en rocas de esquisto similares al hormigón duro. Esta roca de esquisto sirvió como la roca de origen, la “cocina”, donde se creó el gas, y también la tapa que se asentaba en la parte superior de los depósitos que evitaban que el gas (y el petróleo) se escaparan. Ciertamente, el gas podría extraerse de la roca de lutitas, como se demostró desde 1821, pero el problema era económico. Era desmesuradamente y, por lo tanto, muy caro, y no se acercaba a la viabilidad comercial. El “laboratorio” de Mitchell era una gran región llamada Barnett Shale, alrededor de Dallas y Fort Worth, Texas, que se extendía a través de ranchos, suburbios e incluso el Aeropuerto Internacional Dallas-Fort Worth. A pesar de los esfuerzos de Mitchell, Barnett Shale demostró ser continuamente implacable. Mitchell insistió en que sus ingenieros se mantuvieran alejados ante la constante decepción y su propio escepticismo.
A pesar de aprovechar los créditos fiscales en virtud de algo llamado Sección 29, la producción de gas de esquisto a escala comercial (otra forma de gas no convencional) estaba resultando extremadamente costosa. Además de Mitchell, algunas otras empresas también estaban abordando el problema, pero se desanimaron y finalmente abandonaron. En 1997, la única empresa importante que trabajaba en el desarrollo de gas de esquisto en la región de Barnett cerró su oficina. Solo quedaron Mitchell Energy y algunos otros independientes más pequeños. La introducción de la sísmica 3D mejoró mucho la comprensión del subsuelo. Aún así, Mitchell Energy aún no había descifrado el código de Barnett, y una serie de personas con experiencia y educación querían salir del Barnett. La junta directiva de Mitchell Energy se estaba volviendo cada vez más escéptica. Después de todo, cuando se sumaron casi dos décadas de esfuerzos, quedó claro que la compañía había perdido una gran cantidad de dinero en Barnett Shale.
A fines de 1998, la compañía finalmente logró su gran avance: adaptó con éxito una técnica conocida como LSF (fracking de arena ligera) para romper la roca de esquisto. Fue un enfoque de prueba y error que utilizó Mitchell, lo que finalmente marcó la diferencia.
El trabajo de Mitchell fue un largo proceso de prueba y error, al final del cual hizo un trato con Larry Nichols, el propietario de Devon Energy (Oklahoma). La empresa Nichols estaba especializada en perforación horizontal. En 2002, Nichols compró Mitchell Energy por US $ 3.500 millones. Esto desencadenó la revolución del esquisto en los EE. UU.
La onda de gas de esquisto luego se extendió masivamente a los campos petroleros, quizás los mejores ejemplos son Dakota del Norte (Bakken), Texas (Permian), Eagle Ford (Texas), Niobrara (NE Colorado, SE Wyoming).
Trascendencia Inmensa
Quizás muy pocas personas se han dado cuenta de que la implicación del éxito de Mitchell en la fractura de la Roca de origen en Texas es que dondequiera que haya una roca de origen, sin importar en qué parte del mundo se encuentre, hay una roca de depósito.
(VII) ¿Qué es el petróleo de Lutitas
En los millones de años desde el magma que comenzó a formar el Globo de nuestro mundo, a lo largo del fuego, la erosión, la deposición y el enfriamiento, comenzando hacia arriba con las eras: Jurásico hasta el Triásico, el Cretácico de aguas profundas, el Terciario (65 millones de años), el Pleistoceno (2 millones de años y primeros seres humanos) y el Holoceno más joven, donde vivimos los humanos.
La lutita es originalmente arcilla, que es maleable y, por lo tanto, está sujeta a compactación a través de la presión y la temperatura. A medida que sucedió la deposición milenaria de la arcilla, se generó un líquido llamado “Kerogen”, que es una mezcla de químicos orgánicos que genera hidrocarburos cuando su temperatura y presión aumentan.
Dentro de la “ventana” de temperatura entre 70 y 160 grados Celsius, Kerogen libera petróleo que frecuentemente tiene la capacidad de migrar fuera de la lutita, mientras que dentro de la ventana entre 160 y 200 grados Celsius, libera gas que no frecuentemente tiene la capacidad de migran fuera de la lutita (porque en esa etapa esa lutita está muy compactada) y, por lo tanto, el gas permanece atrapado en la lutita).
(VIII) Fracking
El fracking se ha discutido durante varios años en muchos países del mundo, incluso etiquetándolo como una “nueva tecnología” que personas no profesionales declaran como una amenaza ambiental, culpándolo de la contaminación del agua meteórica dulce y poco profunda, y por lo tanto miles de personas están contra el fracking sin ningún conocimiento de la técnica.
Para información de los lectores, el fracking hidráulico se introdujo en los EE. UU. En 1937 (tanto para una nueva tecnología) y desde entonces se han realizado más de un millón de trabajos de fracking en EE. UU. En la actualidad, cada año se perforan en Estados Unidos unos 45.000 pozos, de los cuales el 80% han sido fracturados.
Cuando se ha completado y revestido un pozo, es obligatorio ejecutar un CBL (Registro de adherencia de cemento), para asegurarse de que el cemento se haya llenado correctamente y completamente empaquetado entre el agujero abierto y contra el revestimiento. En cualquier caso en el que el CBL no esté completamente empaquetado, el fluido de perforación y / o el lodo de perforación pueden arrastrarse hacia arriba y contaminar las arenas de agua dulce. Pero eso solo puede suceder si la terminación del pozo es descuidada. Esta aclaración es muy importante para rechazar la opinión de que el fracking contamina las areniscas de agua dulce anteriores.
(IX) OPEP y Geopolítica
La OPEP no es lo que solía ser. Ya no tiene el poder que alguna vez tuvo para manipular el mercado. El “exceso de capacidad” de la organización ha caído desde un excedente demostrable de más de 15 millones de barriles por día hace una década, a relativamente mucho menos en casi todos los países, excepto Arabia Saudita que, presumiblemente, tiene unos 2 millones de barriles por día de exceso de capacidad de oferta. Esto está etiquetado como “detrás de la válvula”, es decir, el petróleo que puede producir y cerrar a voluntad.
Sin embargo, la alianza no oficial entre Rusia y Arabia Saudita ha jugado un papel muy importante en el trato con los miembros de la OPEP y en la estabilización de los acuerdos internos para proteger el nivel de precios deseado.
Luis E. Giusti es expresidente de Pdvsa.
Este artículo se publicó originalmente en Petroleum el 10 de marzo de 2021