Venezuela cuenta actualmente con las mayores reservas de pétroleo del planeta con 297.000 millones de barriles. Esto es un hecho confirmado por la empresa estatal PDVSA y certificado por la OPEP, de manera que esta tabla debe modificarse.186.25.254.223 (discusión)Venezuela elevó un 40,64 por ciento sus reservas probadas de petróleo a 297.000 millones de barriles al cierre del 2010~== Venezuela 316.000.000.000 de reservas probadas? == he revisado las ediciones de la lista en otros idiomas y ninguna situan a venezuela en 1a posicion, por una parte pudo haber sido alguna clase de vandalismo pero por si no sugiero un arreglo a la brevedad por que siento que es un error grave poner a venezuela por arriba de arabia saudita en reservas probadas de petroleo, aqui dejo dos referencias externas que pueden ser de mucha ayuda, gracias.

http://www.infoplease.com/ipa/A0872964.html http://www.eia.doe.gov/emeu/international/reserves.html http://www.eia.doe.gov/emeu/cabs/Venezuela/Oil.html http://www.bloomberg.com/apps/news?pid=20601086&sid=aaI3fdsVdKLk

Si amigo: soy venezolano y anhelaría que en realidad existiera esa cifra pero no, ahora pusieron a Colombia con 316.000.000.000 reservas. Exijo que alguien averigüe en realidad porque esto es una falta de respeto hacia el lector. De paso ahora ni pusieron a Venezuela

es ciewrto, son datos del enero 2010, son del servicio geologico de los estados unidos, en principio se penso que la cantidad srecuperable sería de unos 300.000 millones de barriles, pero este estudio de este ente dependiente del gob de los EEEUU ha dicho qeu la cantidad recuperable sería de mas de 500.000 millones de barriles, asi que es un hecho, primera reserva de petroleo del mundo, cada año se certifica una cantidad gigantesca de reservas, cada empresa encuentra mucho mas petroleo del que inicialmente pensaba hakllar, en base a proyecciones. señores, es un hecho!

Contenido

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1 Sobre la Reservas Probadas y probables de argentina 2 587,040,000,000 3 Reservas de México 4 Reservas Brasil y Cuba 5 ¿Error en el ranking? 6 recupero el artículo 7 Venezuela se convierte en el Líder en Reservas Petroleras 8 Informe de error 9 Chávez: OPEP reconoce liderazgo de Venezuela en reservas petrolíferas 10 Informe de error

[editar] Sobre la Reservas Probadas y probables de argentina

Las Reservas probadas de argentina para marzo de 2009 eran 172 mil 323 millones de barriles:

http://www.radiomundial.com.ve/yvke/noticia.php?21576 http://www.petroleumworldve.com/napa09052101.htm http://www.newser.com/archive-headline-news/1G1-196026154/argentina-

argentina-oil-reserves-over-172-bln.html http://www.bloomberg.com/apps/news?pid=newsarchive&sid=a8qSxXdzwQ9I

pero se estima que cuando se termine la certificación ascederan a 314 mil millones de barriles de petróleo para 2010 (por ahora Reservas probables), el aumento se debe a las reservas que se estan validando poco a poco de la Faja Petrolifera del Orinoco. (un territorio rico en petroleo pesado, del que se estima solo se podra sacar un tercio con la tecnologia actual, pero que aun sirve para llegar al primer lugar en 2010)

http://www.rnv.gov.ve/noticias/index.php?act=ST&f=4&t=92982 http://www.vtv.gov.ve/noticias-econ%C3%B3micas/12904 http://www.jornada.unam.mx/2008/10/30/index.php?

section=economia&article=034n2eco

--201.209.54.129 (discusión) 00:55 17 jul 2009 (UTC)

es imposible que argentina tenga esa cantidad de reservas, por favor modifiquen eso

[editar] 587,040,000,000

He aqui la dirección del Anuncio Técnico (en Inglés) del U.S. Geological Survey con fecha del 1/22/2010, donde dice que ESTIMA en 513 mil millones de barriles de petróleo pesado RECUPERABLES en la Faja del Orinoco, y en ningun lugar dice sean RESERVAS PROBADAS certificadas por pdvsa o por el gobierno venezolano. hasta que salga alguna nueva información de fuentes confiables o gubernamentales he dejado la cifra de la Gaceta Oficial | Ministerio del Poder Popular para la Comunicación y la informacion con fecha del 17 de Marzo, 2009. Antes de realizar cualquier otra edición SIN REFERENCIAS, deberian considerar que el articulo se llama: Anexo:Países por reservas PROBADAS de petróleo --Zoe0 (discusión) 00:51 20 abr 2010 (UTC)

POR FAVOR ACTUALICEN EL MAPA EN EL ANEXO. EL COLOR NEGRO LE CORRESPONDE A VENEZUELA, NO A ARABIA. GRACIAS.

[editar] Reservas de México

Se nesesita actualizar este articulo, según los resientes allazgos de petroleo en territorio mexicano, se comprobaron reservas en Chicontepec equivalentes al la mitad de todo el petroleo de Arabia Saudita, lo que pone a México como el tercer país con mayores reservas despues de Arabia Sauidita y Canada.

Investigaré a cuanto equivale y cambiaré el articulo.

[editar] Reservas Brasil y Cuba

Ya que este es un foro de debate, sería importante que alguien aportase datos sobre las reservas de Brasil y Cuba, que según se dice son importantes. E incluso aprovechables de aquí a 3 años.

Los datos que tengo, y simpre reproduciéndolos de forma cautelosa, hablan de un mínimo de 10.000 millones de Toneladas en Brasil y 2.000 millones en Cuba El consumo de petróleo mundial ronda los 3.300 millones de toneladas anuales, y USA consume unos 800 MT por año, para hacernos una idea

[editar] ¿Error en el ranking?

Veo que Venezuela figura en el ranking como el país con mayores reservas de petróleo. Sin embargo, cuando uno analiza las cifras de producción, encuentra que es inferior a Arabia Saudita, Canadá, México, Irán e incluso Iraq. Cabe destacar que Venezuela se convierte en el país con mas petróleo del mundo según investigaciones en los últimos años, pero no lo explota en su totalidad.

[editar] recupero el artículo

Tras multitud de ediciones especulativas acumuladas, este ranking era inservible, por lo que he recuperado las cifras oficiales del año 2009. También, para prevenir que se vuelva a arruinar el artículo, he semiprotegido la página. En cuanto a las noticias de méxico y venezuela, hay que aclarar que aquí se enumeran las reservas probadas, no las probables, ni las que anuncie un periódico, sino las que certifiquen las autoridades competentes. Ya los propios artículos que se quieren mencionar como referencia aclaran que parte de esas reservas no son tecnológicamente viables por el momento, por lo que no se puede hablar de reservas probadas. Saludos π (discusión) 02:38 23 sep 2010 (UTC)

[editar] Venezuela se convierte en el Líder en Reservas Petroleras

♦"Venezuela tiene reservas de petróleo para 200 años"

El presidente venezolano dijo que el país tiene las reservas de petróleo más grande del mundo, superando a Arabia Saudita.Hugo Chávez reveló ayer que las reservas de petróleo de Venezuela ascendieron a cerca de 300 mil millones de barriles a finales de 2010, superando a Arabia Saudita que dirigió el 'ranking' mundial con 266 millones de barriles.

“Venezuela tiene reservas de petróleo para más de 200 años”, dijo el presidente de Venezuela en el Parlamento durante la presentación de su gestión en 2010, citado por Reuters. El ministro de Energía de Venezuela dijo que la agencia de noticias internacional que las nuevas reservas, lo que permitió un aumento del 41% en comparación con 2009, se encuentran en el vasto alcance del Orinoco. El aceite de esta zona, sin embargo, es engorroso y difícil de extraer y refinar. Dado que las reservas de Arabia Saudita son leves.

•http://www.pysnnoticias.com/2011/01/16/venezuela-tiene-reservas-de-petroleo-para-200-anos/

♦Venezuela aumenta en 40% reservas petroleras y pasaría al primer lugar a nivel mundial.

El Gobierno aspira a sobrepasar los 300.000 millones de barriles en los próximos años, desbancando a Arabia Saudí, actual líder de reservas de petróleo a nivel mundial. “En el 2010 se certificaron 86.400 millones de barriles para un total de 297.000 millones de barriles (de crudo)”, dijo el ministro de Energía Rafael Ramírez.

Reuters

El Gobierno ejecuta desde hace cuatro años un plan de cuantificación de las reservas que yacen en la vasta Faja Petrolífera del Orinoco, que alberga según cifras oficiales unos 235.000 millones de barriles de crudo pesado y extrapesado.

El Servicio Geológico de Estados Unidos (Usgs, por su sigla en inglés) estimó el año pasado que la Faja contiene alrededor de 513.000 millones de barriles “técnicamente recuperables” de crudo, un número que duplica los cálculos de Venezuela.

Sin embargo, contar con mayores reservas de crudo no implicaría que Venezuela logre un aumento en la cuota de producción que tiene en la Opep. Según las estadísticas de la organización, Venezuela acumula años extrayendo por debajo del techo permitido.Por otro lado, Ramírez dijo que el país sudamericano también elevó sus reservas probadas de gas en un 5 por ciento a 195 billones de pies cúbicos (TCF por su sigla en inglés) al cierre del 2010. “En gas se incorporaron 17,3 TCF para un total de 195 TCF”, explicó Ramírez, quien agregó que ya fueron “probados” 15 TCF del proyecto costa afuera Rafael Urdaneta.Venezuela ha venido incrementando sus reservas probadas de gas, luego de que en el 2005 delegó en varias petroleras extranjeras la búsqueda del combustible para su posterior explotación y suministro al mercado doméstico.

Pdvsa sube inversión

La estatal Petróleos de Venezuela (Pdvsa) aumentará su inversión para el 2011 en 4,3 por ciento a 12.000 millones de dólares, dijo el ministro de Energía y presidente de la firma, Rafael Ramírez. Durante el 2010, la estatal invirtió unos 11.500 millones de dólares; un desembolso mucho menor a la estimación inicial de unos 16.400 millones de dólares.

•http://www.bancaynegocios.com/energia-y-petroleo/item/1459-venezuela-aumenta-en-40-reservas-petroleras-y-pasar%C3%ADa-al-primer-lugar-a-nivel-mundial

♦Venezuela confirma liderazgo mundial en reservas de petroleo.

Venezuela confirmó su liderazgo mundial en reservas petroleras, al certificar un volumen de 297.000 millones de barriles, por delante de Arabia Saudí (266.000 millones de barriles, según OPEP). Fernando Travieso, especialista en tema energético, afirmó "America Latina gracias a Venezuela es el epicentro energético del planeta, estamos hablando de reservas certificadas, por lo que no hay ninguna duda ni en su calidad ni en su cantidad". teleSUR

•http://www.youtube.com/watch?v=PFss8Wy7ZXQ

[editar] Informe de error

Hay un error en éste artículo. Venezuela en el 2009 tenía 211.000 millones de barriles, certificado por la OPEP, aquí lo dice en la página principal de dicho Organismo: http://www.opec.org/opec_web/en/data_graphs/330.htm - En éste artículo sale con 98.000 millones y no es cierto, son 211.000 millones. Además, La OPEP a comienzos de Marzo espera certificar 316.000 millones de barriles de petróleo en Venezuela, convirtiéndola en el país con las reservas petroleras más grandes del planeta.

Muchas gracias y favor corregir el error.. - MaruenOmar (discusión) 20:41 7 feb 2011 (UTC)  Trasladado desde Wikipedia:Informes de error por Jembot (discusión) 02:13 10 feb 2011 (UTC)

El informe de la CIA del mismo año, que es sobre el que se había confeccionado el artículo, decía una cosa muy distinta. No sé si tiene sentido hacer un ránking si los datos son tan dispares de unas fuentes a otras. Parece ridículo que Canadá no aparezca en el ránking de la OPEC, y sea el segundo en el ránking de la CIA el mismo año. Quizás habría que cambiar el formato del artículo. π (discusión) 22:04 11 feb 2011 (UTC)

[editar] Chávez: OPEP reconoce liderazgo de Venezuela en reservas petrolíferas

Caracas, 22 Jul. AVN .- El presidente de la República, Hugo Chávez Frías, destacó este viernes que la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) reconoció que Venezuela tiene la primera reserva mundial de crudo.

“Tenemos 20% del crudo petrolero que hay en el mundo, lo cual es muy importante para nosotros”, destacó durante un contacto vía telefónica desde La Habana, Cuba, desde donde saludó al pueblo de Lara, entidad en la cual se realizó el acto central de transferencia de recursos al Poder Popular.

El lunes pasado la OPEP certificó en su informe anual que las reservas probadas de crudo de Venezuela superaron a las de países como Arabia Saudita (264,5 millones de barriles); Irán (151.170 millones de barriles) e Irak (143.100 millones de barriles).

El Jefe de Estado resaltó la importancia de que la OPEP haya reconocido lo anunciado por su Gobierno el 14 de febrero pasado, cuando Venezuela actualizó y oficializó sus reservas de petróleo en la Gaceta Oficial Nº 39.615.

Desde el año 2005, Venezuela adelanta el proyecto Magna Reserva para cuantificar y certificar las reservas de crudo en la Faja Petrolífera del Orinoco (FPO), que alcanzan un volumen de 1.3 billones de barriles de crudo.

Este proyecto ha sido clave para que el país haya alcanzado un crecimiento de certificación de 339% en los últimos cinco años.

http://www.abn.info.ve/node/68686

NOTA: ES EVIDENTE QUE WIKIPEDIA SE NIEGA A ACTUALIZAR EL RAKING POR RAZONES DESCONOCIDAS. WIKIPEDIA SE CARACTERIZA POR SU SERIEDAD EN LA CORRECCIÓN DE SUS ARTÍCULOS. DEBERÍA CORREGIR ESTE DE UNA VEZ POR TODAS Y ACEPTAR QUE VENEZUELA TIENE LAS MAYORES RESERVAS PETROLERAS DEL PLANETA. "SE AGRADECE CORREGIR EL ARTICULO A LA BREVEDAD POSIBLE"

[editar] Informe de error

Venezuela es ya el país con las mayores reservas probadas de crudo del planeta, con 296.501 millones de barriles, al haber superado a Arabia Saudí, según los datos del año 2010 que recoge el Boletín Estadístico Anual de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP). Las reservas del país sudamericano crecieron entre 2009 y 2010 un 40%, frente al estancamiento de Arabia Saudí, al que la OPEP reconoce unas existencias de 264.516 millones de barriles. - 186.184.43.204 (discusión) 20:11 28 jul 2011 (UTC)  Trasladado desde Wikipedia:Informes de error por Jembot (discusión) 22:14 30 jul 2011 (UTC)

Este artículo habría que borrarlo. Está mezclando datos no sólo de distintas fuentes, contradictorias entre sí, sino que además mezcla datos ¡de distintos años! O se ponen los datos de un mismo año, y se recogen las fuentes oficiales disponibles, o el artículo no vale para nada. Leo que la OPEC ha aceptado el aumento de las reservas de crudo de Venezuela en su informe provisional de este año, pero si sólo se modifica el dato para Venezuela, y no se actualizan los demás, ya me diréis qué

significa esta lista, qué sentido tiene establecerla como un ranking π (discusión) 03:04 8 ago 2011 (UTC)He eliminado varias inconsistencias. Ahora el artículo ya no establece comparaciones por porcentajes, sino que expone las cantidades y el año al que se refiere cada dato. He eliminado los datos especulativos, pero sigue habiendo grandes discrepancias entre las fuentes, especialmente en el caso de Canadá π (discusión) 03:34 8 ago 2011 (UTC)

NO ENTIENDO ¿¿POR QUE TANTA DISCREPANCIA EN LA INFORMACIÓN??? SI QUIEREN SER VERACES, PUES SOLO PONGAN LAS CANTIDADES QUE HA COLOCADO EL GOBIERNO DE VENEZUELA, Y SI ESTOS REFIEREN A LA OPEP, PUES COLOQUE LA DIRECCIÓN DE LA CERTIFICACIÓN DE LA OPEP, PERO NO PRESENTEN TANTA INCERTIDUMBRE.

La discrepancia está en las propias fuentes de información, que según a quién preguntes te cuenta una historia distinta. Nosotros no podemos decidir cuál es la verdadera. De todas formas, si se busca veracidad, precisamente el gobierno de Venezuela no es la fuente más fiable, pues es parte interesada. Hasta que algún organismo internacional no de validez a las cifras de un gobierno no se deben considerar fiables. π (discusión) 02:34 7 dic 2011 (UTC)

enezuela es ya el país con las mayores reservas probadas de crudo del planeta, con 296.501 millones de barriles, al haber superado a Arabia Saudí, según los datos del año 2010 que recoge el Boletín Estadístico Anual de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP). Las reservas del país sudamericano crecieron entre 2009 y 2010 un 40%, frente al estancamiento de Arabia Saudí, al que la OPEP reconoce unas existencias de 264.516 millones de barriles.

Ecuador, otro miembro latinoamericano de la OPEP, disponía en 2010 de 7.206 millones de barriles, un 10 por ciento más que el año anterior.

La OPEP calcula en 1,46 billones de barriles las reservas totales del planeta en 2010, de los que los 12 socios del grupo petrolero acumulan el 81,3%. Ese porcentaje ha crecido desde el 79,6% de 2009, principalmente gracias a la aportación venezolana, el país del mundo en el que más han crecido las reservas probadas de crudo.

Otros dos países del grupo OPEP, Irán, con 151.170 millones de barriles, e Irak, con 143.100 millones de barriles, son el tercer y el cuarto país respectivamente con más reservas.

Fuera del cartel con sede en Viena, son Rusia (79.432 millones de barriles) y Kazajistán (39.800) los mercados que se levantan sobre los mayores lechos de petróleo. Brasil, con unas reservas de 12.857 millones de barriles, y México (11.692) son los países no OPEP de Latinoamérica a los que la OPEP atribuye un mayor tesoro de petróleo.

Sin embargo, aunque Venezuela dispone de las mayores reservas, respecto a la capacidad de explotación Arabia Saudí sigue siendo el indiscutible principal productor del planeta con

un bombeo por encima de los 8 millones de barriles diarios de media. Venezuela, por su parte, extrae unos 2,8 millones de barriles de crudo al día y Ecuador, 476.400 barriles.

Definición: Esta variable es la cantidad total de reservas comprobadas de petróleo crudo en barriles. Reservas comprobadas son las cantidades de petróleo que, mediante el análisis de datos geológicos y de ingeniería, se pueden estimar con un alto grado de confianza que pueden ser recuperables comercialmente a partir de una fecha determinada, de yacimientos explorados, y bajo las condiciones económicas actuales.

Fuente: CIA World Factbook - A menos que sea indicado, toda la información en esta página es correcta hasta Enero 1, 2011

See also: Petróleo - reservas comprobadas bar chart

 

Country NamePetróleo - reservas comprobadas

(barriles)Year of

Estimate

Arabia Saudí 264,599,994,368 2010

Canadá 175,199,993,856 2011

Irán 137,600,008,192 2011

Iraq 115,000,000,512 2010

Kuwait 103,999,995,904 2010

Emiratos Árabes Unidos 97,800,003,584 2010

Venezuela 97,769,996,288 2010

Rusia 74,199,998,464 2009

Rusia 74,199,998,464 2009

Libia 46,999,998,464 2010

Nigeria 37,499,998,208 2010

Kazajistán 30,000,001,024 2010

Qatar 25,410,000,896 2010

China 20,349,999,104 2010

Estados Unidos 19,120,001,024 2010

Angola 13,500,000,256 2010

Argelia 13,420,000,256 2010

Brasil 13,200,000,000 2010

México 12,419,999,744 2010

Azerbaiyán 7,000,000,000 2010

Sudán 6,800,000,000 2010

Noruega 6,680,000,000 2010

Ecuador 6,542,000,128 2010

India 5,800,000,000 2010

Omán 5,500,000,256 2010

Vietnam 4,700,000,256 2010

Egipto 4,300,000,256 2010

Indonesia 4,049,999,872 2010

Australia 3,318,000,128 2010

Yemen 3,160,000,000 2010

Reino Unido 3,084,000,000 2010

Malasia 2,900,000,000 2010

Siria 2,500,000,000 2010

Argentina 2,385,999,872 2010

Gabón 2,000,000,000 2010

Colombia 1,900,000,000 2010

Congo 1,600,000,000 2010

Chad 1,500,000,000 2010

Uganda 1,500,000,000 2010

Perú 1,163,000,064 2010

Brunéi 1,100,000,000 2010

Guinea Ecuatorial 1,100,000,000 2010

Dinamarca 1,060,000,000 2010

Trinidad y Tobago 728,300,032 2010

Turkmenistán 600,000,000 2010

Rumania 600,000,000 2010

Uzbekistán 594,000,000 2010

Timor Oriental 553,800,000 2008

Bolivia 465,000,000 2010

Pakistán 436,200,000 2010

Tailandia 430,000,000 2010

Túnez 425,000,000 2010

Italia 423,700,000 2010

Ucrania 395,000,000 2010

Alemania 276,000,000 2010

Turquía 262,200,000 2010

Costa de Marfil 250,000,000 2010

Camerún 200,000,000 2010

Albania 199,100,000 2010

Bielorrusia 198,000,000 2010

República Democrática del Congo

180,000,000 2010

Cuba 178,900,000 2010

Papúa-Nueva Guinea 170,000,000 2010

Filipinas 168,000,000 2010

Chile 150,000,000 2010

España 150,000,000 2010

Bahráin 124,600,000 2010

Francia 101,200,000 2010

Marruecos 100,000,000 2010

Países Bajos 100,000,000 2010

Mauritania 100,000,000 2010

Polonia 96,380,000 2010

Austria 89,000,000 2010

Guatemala 83,070,000 2010

Surinam 79,600,000 2010

Serbia 77,500,000 2010

Croacia 73,350,000 2010

Nueva Zelanda 60,000,000 2010

Birmania; Myanmar 50,000,000 2010

Japón 44,120,000 2010

Kirguizistán 40,000,000 2010

Georgia 35,000,000 2010

Bangladesh 28,000,000 2010

Hungría 26,570,000 2010

Ghana 15,000,000 2010

Bulgaria 15,000,000 2010

República Checa 15,000,000 2010

Sudáfrica 15,000,000 2010

Tayikistán 12,000,000 2010

Lituania 12,000,000 2010

Grecia 10,000,000 2010

Eslovaquia 9,000,000 2010

Benín 8,000,000 2010

Belice 6,700,000 2010

Taiwán 2,800,000 2010

Israel 1,940,000 2010

Barbados 1,790,000 2010

Jordania 1,000,000 2010

Etiopía 430,000 2010

Gambia 0 2010

Finlandia 0 2010

Fiyi 0 2010

Islas Malvinas 0 2010

Granada 0 2010

Groenlandia 0 2010

Guinea 0 2010

Guyana 0 2010

Haití 0 2010

Hong Kong 0 2011

Honduras 0 2010

Cabo Verde 0 2010

Irlanda 0 2010

Estonia 0 2010

Eritrea 0 2010

El Salvador 0 2010

Comoras 0 2010

Costa Rica 0 2010

República Centroafricana 0 2010

Yibuti 0 2010

Dominica 0 2010

República Dominicana 0 2010

Botsuana 0 2010

Bélgica 0 2010

Bahamas 0 2010

Bosnia y Hercegovina 0 2010

Armenia 0 2010

Antigua y Barbuda 0 2010

Afganistán 0 2010

Islas Salomón 0 2010

Burundi 0 2010

Bután 0 2010

Islas Caimán 0 2010

Sri Lanka 0 2010

Camboya 0 2010

Kenia 0 2010

Liberia 0 2010

Laos 0 2011

Líbano 0 2010

Letonia 0 2010

Madagascar 0 2010

Macao 0 2011

Moldavia 0 2010

Malaui 0 2010

Montenegro 0 2010

Macedonia 0 2011

Malí 0 2010

Islandia 0 2010

Corea del Norte 0 2010

Kiribati 0 2010

Corea del Sur 0 2010

Jamaica 0 2010

Lesoto 0 2010

Luxemburgo 0 2010

Mauricio 0 2010

Mozambique 0 2010

Nueva Caledonia 0 2010

Níger 0 2010

Vanuatu 0 2010

Nicaragua 0 2010

Nepal 0 2010

Nauru 0 2010

Malta 0 2010

Paraguay 0 2010

Guinea-Bissau 0 2010

Panamá 0 2010

Portugal 0 2010

Puerto Rico 0 2010

Ruanda 0 2010

San Cristóbal y Nieves 0 2010

Seychelles 0 2010

Tanzania 0 2010

Burkina Faso 0 2010

Uruguay 0 2010

San Vicente y las Granadinas 0 2010

Zambia 0 2010

Zimbabue 0 2010

Namibia 0 2010

Sáhara Occidental 0 2010

Samoa 0 2010

Suazilandia 0 2010

Tonga 0 2010

Togo 0 2010

Santo Tomé y Príncipe 0 2010

Suiza 0 2010

Senegal 0 2010

Eslovenia 0 2010

Sierra Leona 0 2010

Singapur 0 2010

Somalia 0 2010

Santa Lucía 0 2010

Suecia 0 2010

En el siguiente gráfico se expresan las reservas mundiales de crudo por zonas geográficas:Es decir, que dos tercios de las reservas mundiales de petróleo se encuentran en Oriente Medio. Sin embargo, el porcentaje que consume cada zona no tiene nada que ver con sus reservas:

En 2001 se produjeron 3.585 millones de toneladas de petróleo, prácticamente la misma cantidad que en2000 (3.595 toneladas).

El dato sobre la producción de barriles de petróleo es de gran importancia en tanto en cuanto permiteaveriguar la duración de las reservas mundiales si no se efectuasen nuevos descubrimientos.

De esta forma, si la producción de petróleo siguiera en el futuro al mismo ritmo que en 2001, las reservasmundiales –salvo que se encontrasen nuevos yacimientos– durarían 40,3 años. En los últimos 30 años, lacapacidad máxima de reservas de petróleo se alcanzó en 1989, cuando se estimó que éstas durarían 45 años más.

Los dos siguientes cuadros muestran la evolución de la duración de las reservas mundiales de petróleo en elmundo en el período 1975-2001 (cuadro de la izquierda) y la duración estimada de las reservas por zonasen el año 2001 (cuadro de la derecha). En 2001 descendió ligeramente la producción global de petróleo conel consiguiente aumento de la capacidad de reservas mundiales. En la última década el ratio reservas /

producción de petróleo se mantuvo en términos estables, aunque con un ligero descenso (43,2 en 1991 y 40,3en 2001).

Las reservas mundiales y la capacidad de la Opep

La opep cada vez gracias a sus alianza controla mas la produccion y reservas mundiales en el sisguiente grafico se puede observar como los paises de la opep han conseguido unas reservar en este periodo 99 billones de barriles frente a los 29 billones del resto de paises.

 

Según estimaciones actuales, más de tres cuartas partes de las reservas de crudo del mundo está situado en países de la OPEP. La gran mayoría de las reservas de crudo de la El bulto de reservas del aceite de la Opep está situado en el Oriente Medio, con Arabia Saudita, Irán e Iraq contribuyendo el 56% del total de la OPEP.

Los países de la OPEP han contribuido significamente a sus reservas estos últimos años como se ve en el grafico anterior. Las reservas de la  Opep están situadas sobre los 900 mil millones de barriles (2006).

Quien controla la producción de petróleo ?

La Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) es  un organismo intergubernamental creado para coordinar las políticas de producción de petróleo de sus 11 países miembros, con el fin de estabilizar el mercado internacional de los hidrocarburos´.

Segun los estatutos de la OPEP declaran tres objetivos principales:

Coordinar y unificar las políticas petroleras de los países miembros y determinar los medios más idóneos para salvaguardar sus intereses individuales y colectivos.

Buscar las mejores vías y medios para asegurar la estabilidad de los precios en los mercados internacionales, con miras a eliminar las fluctuaciones perjudiciales e innecesarias.

Proveer a las naciones consumidoras un suministro de petróleo de un eficiente, económico y regular y un retorno justo de capital para las inversiones de la industria petrolera

Los países consumidores, por el contrario, tradicionalmente han acusado a la OPEP de ser simplemente un cártel con el único objetivo de mantener el precio del petróleo artificialmente alto.

La OPEP fue creada el 14 de septiembre de 1960 en Bagdad, capital de Irak. Venezuela tuvo un papel protagónico en el nacimiento de la organización, gracias a la iniciativa del entonces ministro de Energía y Minas venezolano Juan Pablo Pérez Alfonzo y el ministro de Petróleo y Recursos Minerales de Arabia Saudí, Abdallah Tariki. Alfonzo señaló que era necesario un "instrumento de defensa de los precios para evitar el despilfarro económico del petróleo que se agota sin posibilidad de renovarse”.

Ya para esta época, Venezuela, cuya economía depende esencialmente del petróleo, había comprendido el significado del petróleo para el mundo y la necesidad de llegar a acuerdos entre los países exportadores para alcanzar el verdadero valor de este producto estratégico.

En esas circunstancias, Juan Pablo Pérez Alfonzo logró convocar a Irán, Irak, Kuwait y Arabia Saudita, los cuatro países árabes de mayor capacidad exportadora de crudo del mundo, para impulsar la conferencia internacional que creó la Opep, con el objetivo de concretar la unificación de las políticas petroleras de los países miembros.

Años más tarde se sumaron a la Organización Qatar, en 1961; Libia e Indonesia, en 1962; Emiratos Árabes Unidos, en 1967; Argelia, en 1969; Ecuador, en 1973 y Gabón en 1974.

Estos dos últimos se retiraron debido a la disminución de sus volúmenes de exportación.

Después de su ratificación por los gobiernos signatarios la OPEP se registró ante las Naciones Unidas el 6 de noviembre de 1962. Fue oficialmente reconocida como una organización internacional por el Consejo Económico y Social de las Naciones Unidas el 30 de junio de 1965. (Resolución de las Naciones Unidas No.6363)`. La OPEP tuvo su sede en Ginebra (Suiza) entre 1960 y 1965, y después trasladó su sede a Viena, gracias a las facilidades que otorgó el gobierno austriaco.

La OPEP "puede tener una gran influencia en el mercado de petróleo, especialmente si decide reducir o aumentar su nivel de producción". La OPEP controla aproximadamente el 43% de la producción mundial de petróleo y el 75% de las reservas de petróleo. Su dominio en las exportaciones de crudo se sitúa en alrededor del 51%. Además, concentra la totalidad de la capacidad excedentaria de producción de petróleo del mundo, lo que, de facto, convierte a la OPEP en el banco central del mercado petrolero.

La cuota de mercado de la organización aumentará en el futuro, ya que la Agencia Internacional de la Energía prevé que la producción de petróleo convencional de los países que no forman parte de la OPEP alcanzará su cenit alrededor de 2015.

Aunque en sus comienzos no tuvo la fuerza suficiente para hacer frente a la política de las multinacionales, a partir de 1971 la OPEP decidió nacionalizar las empresas de explotación situadas en su territorio, y en 1973 inició importantes subidas en los precios. A partir de entonces, la OPEP ocupó el primer plano de la actividad económica mundial, porque sus decisiones en materia de precios afectan directamente a las economías occidentales.

Cabe destacar que otros países productores de petróleo, aunque no son integrantes de la OPEP, como México, Noruega, Rusia, Kazakhstán, Omán o Egipto, participan regularmente como observadores en las reuniones ordinarias del grupo.

Hay otros países productores de petróleo a los que se les llama “independientes”, entre los que destacan el Reino Unido, Noruega, México, Rusia y Estados Unidos. Este último es el mayor consumidor de petróleo, pero al mismo tiempo es uno de los grandes productores.

La importancia del petróleo en la economía mundial

Todo el mundo necesita del petróleo. En una u otra de sus muchas formas lo usamos cada día de nuestra vida. Proporciona fuerza, calor y luz; lubrica la maquinaria y produce alquitrán para asfaltar la superficie de las carreteras; y de él se fabrica una gran variedad de productos químicos.

El petróleo es la fuente de energía más importante de la sociedad actual. Pensar en qué pasaría si se acabara repentinamente hace llegar a la conclusión de que se trataría de una verdadera catástrofe: los aviones, los

automóviles y autobuses, gran parte de los ferrocarriles, los barcos, centrales térmicas, muchas calefacciones... dejarían de funcionar.

Además, los países dependientes del petróleo para sus economías entrarían en bancarrota. El petróleo es un recurso natural no renovable que aporta el mayor porcentaje del total de la energía que se consume en el mundo. La importancia del petróleo no ha dejado de crecer desde sus primeras aplicaciones industriales a mediados del siglo XIX, y ha sido el responsable de conflictos bélicos en algunas partes del mundo (Oriente Medio). La alta dependencia que el mundo tiene del petróleo, la inestabilidad que caracteriza al mercado internacional y las fluctuaciones de los precios de este producto, han llevado a que se investiguen energías alternativas, aunque hasta ahora no se ha logrado una opción que realmente lo sustituya.

Actualmente, el agotamiento de las reservas de petróleo constituye un grave problema, pues al ritmo actual de consumo las reservas mundiales conocidas se agotarían en menos de 40 años. Por ello, los países desarrollados buscan nuevas formas de energía más barata y renovable como la energía solar, eólica, hidroeléctrica..., mientras que los países productores de petróleo presionan para que se siga utilizando el petróleo pues si no sus economías se hundirían. Aún así, a medio plazo, la situación no parece tan alarmante, pues hay que tener en cuenta que los pozos no descubiertos son sustancialmente más numerosos que los conocidos. En zonas no exploradas como el mar de China, Arafura, Mar de Béring, o la plataforma continental Argentina podrían encontrarse grandes reservas.

Las reservas probadas de petróleo apenas durarán cuarenta años másEnviado por admin1 o Dom, 09/07/2006 - 08:52

Las reservas probadas de petróleo apenas durarán cuarenta años másA partir del 2010, podría empezar su curva descendente de producción, como ocurrió en EE.UU.La esperanza de la industria pasa por hallar nuevos pozos en el Ártico o el mar de China

Ha comenzado la fase de transición al gas natural, un recurso más limpio España necesita importar el 80% de la energía que consume

¿Puede el mundo vivir sin petróleo? Desde que a principios del siglo XX comenzó la explotación masiva de los yacimientos, esta pregunta sigue teniendo la misma respuesta: no. Al menos a corto y, probablemente, a medio plazo. El planeta sigue bajo la tiranía del crudo, que abastece el 40% de las necesidades energéticas mundiales. Si a ello se añade que el carbón, en decadencia, pero todavía con un peso vital, suministra el 26% del consumo y el gas natural en torno al 24-25%, la conclusión es rotunda: los combustibles fósiles, altamente contaminantes y principales emisores del dióxido de carbono que acelera el

calentamiento global, suponen el 90% del consumo humano en forma de electricidad, calor y combustible para el transporte.

Pero la pregunta, que insistentemente se plantea desde la década de los setenta, es ahora otra: ¿cuándo se acabará el petróleo? Esta cuestión ha tenido varias respuestas, erradas, pero en la actualidad existe un consenso aceptado, con matices, por la industria a la hora de plantear una fecha probable. Quedan cuarenta años para que el mundo aprenda a vivir sin el crudo. Las reservas se sitúan en torno a los 1,14 billones de barriles, localizados fundamentalmente en Oriente Medio, y se agotarán en cuatro decenios de continuar la actual demanda.

Los geólogos vienen lanzando desde hace tiempo una advertencia: el mundo se aproxima al cénit del petróleo. Esto supone que en breve alcanzará su máximo de producción, momento a partir del cual empezará a declinar la extracción. Este planteamiento responde al modelo expuesto ya en la década de los cincuenta por el científico estadounidense M. King Hubbert, que trabajó hasta su retiro para la compañía Shell, y quien aventuró tres etapas en la explotación del crudo. Una fase ascendente en la que se recoge un producto de gran calidad y con gran facilidad, un pico, y una etapa descendente a partir de la cual costará más extraer el hidrocarburo, valdrá más hacerlo y bajará la producción. Hubbert planteó en 1956 que el límite de producción en EE.?UU. iba a llegar en 1970. Y acertó. Pasó de diez millones de barriles diarios a los tres de la actualidad. Hoy en día, 55 de los 65 países con mayor extracción han iniciado la curva descendente.

Discrepancias

¿Cuándo llegará el cénit? Existen discrepancias, pero la Asociación para el Estudio del Pico del Petróleo (ASPO), integrada por geólogos de reconocido prestigio, pronosticó en febrero que el declive del crudo llegará a partir del 2010, una estimación que comparten otros científicos. Incluso la multinacional Crevron-Texaco admitió que «la era del petróleo fácil se ha acabado». Pero todas las proyecciones tienen sus matices. Desde la Asociación de Operadores de Petróleo (AOP), su portavoz, Álvaro Mazarrasa, dice que 40 años es una fecha probable para la llegada del fin del petróleo, pero sólo de mantenerse las condiciones actuales. ¿Qué puede cambiar? El descubrimiento de nuevos yacimientos, sobre los que los expertos en energía dudan cada vez más, pero en los que la industria petrolera tiene depositadas grandes esperanzas. Todo ello, unido al desarrollo tecnológico que permitirá la extracción en lugares ahora inaccesibles o en los que no es rentable.

«La industria cree que puede haber reservas suficientes, pero la dificultad estriba en conseguir permisos de explotación. En los próximos años se invertirá en nuevos desarrollos de yacimientos y en tecnología de extracción, con lo que aumentará la capacidad de producción», explica Mazarrasa.

El mar de China y Bering, la plataforma continental argentina y, sobre todo, Alaska y el Ártico son los enclaves más codiciados por las petroleras. Pero existe un contrapeso a esta confianza. La creciente demanda, que en los últimos años se ha contenido, pese al despegue de China y la India, amenaza con dispararse. La Agencia Internacional de la Energía (IEA) ha establecido varios escenarios para el 2030 que prevén un aumento de la demanda que

oscila entre los 111 millones de barriles de crudo por día y los 123 millones, cuando en la actualidad esta cifra se sitúa en 84,5 millones, muy cerca ya de la actual capacidad de producción de 85.

La pregunta clave es cómo se va a responder a esta demanda si, tal y como parece, habrá menos petróleo, cada vez será más difícil de extraer y más caro. El interrogante aún no tiene respuesta. Por el momento, el precio del barril brent, el referente en Europa, alcanzó el pasado viernes un precio récord de 75 dólares, aún por debajo del histórico de 1981: 80 dólares. Hablar de cara al futuro de un barril a cien dólares ya no es descabellado.

El carbón se mantiene

El carbón, pese a que está en decadencia por el alto grado de contaminación que genera en forma de dióxido de carbono y de dióxido de azufre y óxidos de nitrógeno, precursores de la lluvia ácida, es la segunda fuente energética mundial. Su producción supuso en el 2004 2.420 millones de toneladas equivalentes de petróleo. El desarrollo de tecnologías para mitigar la contaminación que genera el carbón es la gran baza a la que se aferran los científicos para que este recurso mantenga su hegemonía. A su favor figura el hecho de que las reservas son mucho más abundantes que las de los otros fósiles.

Esta variable es la cantidad de reservas comprobadas de petróleo crudo en barriles (bbl). Las reservas probadas son las cantidades de petróleo que, mediante el análisis de datos geológicos y de ingeniería, se puede estimar con un alto grado de confianza que pueden ser recuperables comercialmente a partir de una fecha determinada, de yacimientos conocidos y bajo las condiciones económicas actuales.

Reservas probadas al 2011

Orden Pais Reservas (Bbl)

1 Saudi Arabia 262,600,000,000

2 Venezuela 211,200,000,000

3 Canada 175,200,000,000

4 Iran 137,000,000,000

5 Iraq 115,000,000,000

6 Kuwait 104,000,000,000

7 United Arab Emirates 97,800,000,000

8 Russia 60,000,000,000

9 Libya 46,420,000,000

10 Nigeria 37,200,000,000

11 Kazakhstan 30,000,000,000

12 Qatar 25,380,000,000

13 United States 20,680,000,000

14 China 20,350,000,000

15 Brazil 12,860,000,000

16 Algeria 12,200,000,000

17 Mexico 10,420,000,000

18 Angola 9,500,000,000

19 Azerbaijan 7,000,000,000

20 Ecuador 6,510,000,000

21 India 5,682,000,000

22 Norway 5,670,000,000

23 Oman 5,500,000,000

24 European Union 5,193,000,000

25 Sudan 5,000,000,000

26 Egypt 4,400,000,000

27 Malaysia 4,000,000,000

28 Indonesia 3,990,000,000

29 Australia 3,318,000,000

30 Yemen 3,000,000,000

31 United Kingdom 2,858,000,000

32 Argentina 2,505,000,000

33 Syria 2,500,000,000

34 Gabon 2,000,000,000

35 Colombia 1,900,000,000

36 Congo, Republic of the 1,600,000,000

37 Chad 1,500,000,000

38 Brunei 1,100,000,000

39 Equatorial Guinea 1,100,000,000

40 Uganda 1,000,000,000

41 Denmark 812,000,000

42 Trinidad and Tobago 728,300,000

43 Ghana 660,000,000

44 Turkmenistan 600,000,000

45 Romania 600,000,000

46 Vietnam 600,000,000

47 Uzbekistan 594,000,000

48 Timor-Leste 553,800,000

49 Peru 532,700,000

50 Italy 476,500,000

51 Bolivia 465,000,000

52 Thailand 435,000,000

53 Tunisia 425,000,000

54 Ukraine 395,000,000

55 Pakistan 313,000,000

56 Netherlands 310,000,000

57 Germany 276,000,000

58 Turkey 270,400,000

59 Cameroon 200,000,000

60 Albania 199,100,000

61 Belarus 198,000,000

62 Congo, Democratic Republic of the 180,000,000

63 Spain 150,000,000

64 Chile 150,000,000

65 Philippines 138,500,000

66 Bahrain 124,600,000

67 Cuba 124,000,000

68 New Zealand 112,500,000

69 Mauritania 100,000,000

70 Cote d'Ivoire 100,000,000

71 Poland 96,380,000

72 France 91,630,000

73 Papua New Guinea 88,000,000

74 Guatemala 83,070,000

75 Suriname 78,900,000

76 Serbia 77,500,000

77 Croatia 71,000,000

78 Austria 50,000,000

79 Burma 50,000,000

80 Japan 44,120,000

81 Kyrgyzstan 40,000,000

82 Georgia 35,000,000

83 Bangladesh 28,000,000

84 Hungary 26,570,000

85 Czech Republic 15,000,000

86 Bulgaria 15,000,000

87 South Africa 15,000,000

88 Tajikistan 12,000,000

89 Lithuania 12,000,000

90 Greece 10,000,000

91 Slovakia 9,000,000

92 Benin 8,000,000

93 Belize 6,700,000

94 Taiwan 2,380,000

95 Israel 1,940,000

96 Barbados 1,790,000

97 Jordan 1,000,000

98 Morocco 680,000

99 Ethiopia 430,000

100 Aruba 0

101 Antigua and Barbuda 0

102 Afghanistan 0

103 Armenia 0

104 American Samoa 0

105 Botswana 0

106 Bermuda 0

107 Belgium 0

108 Bahamas, The 0

109 Bosnia and Herzegovina 0

110 Solomon Islands 0

111 Bhutan 0

112 Burundi 0

113 Cambodia 0

114 Curacao 0

115 Sri Lanka 0

116 Cayman Islands 0

117 Comoros 0

118 Costa Rica 0

119 Central African Republic 0

120 Cape Verde 0

121 Cook Islands 0

122 Cyprus 0

123 Djibouti 0

124 Dominica 0

125 Dominican Republic 0

126 Ireland 0

127 Estonia 0

128 Eritrea 0

129 El Salvador 0

130 Finland 0

131 Fiji 0

132 Falkland Islands (Islas Malvinas) 0

133 Faroe Islands 0

134 French Polynesia 0

135 Gambia, The 0

136 Gibraltar 0

137 Grenada 0

138 Greenland 0

139 Guinea 0

140 Guyana 0

141 Gaza Strip 0

142 Haiti 0

143 Hong Kong 0

144 Honduras 0

145 Iceland 0

146 Jamaica 0

147 Kenya 0

148 Korea, North 0

149 Kiribati 0

150 Korea, South 0

151 Laos 0

152 Lebanon 0

153 Latvia 0

154 Liberia 0

155 Lesotho 0

156 Luxembourg 0

157 Madagascar 0

158 Macau 0

159 Moldova 0

160 Mongolia 0

161 Montserrat 0

162 Malawi 0

163 Montenegro 0

164 Macedonia 0

165 Mali 0

166 Mauritius 0

167 Malta 0

168 Maldives 0

169 Mozambique 0

170 New Caledonia 0

171 Niue 0

172 Niger 0

173 Vanuatu 0

174 Nepal 0

175 Nauru 0

176 Nicaragua 0

177 Paraguay 0

178 Panama 0

179 Portugal 0

180 Guinea-Bissau 0

181 Puerto Rico 0

182 Rwanda 0

183 Saint Pierre and Miquelon 0

184 Saint Kitts and Nevis 0

185 Seychelles 0

186 Senegal 0

187 Saint Helena, Ascension, and Tristan da Cunha 0

188 Slovenia 0

189 Sierra Leone 0

190 Singapore 0

191 Somalia 0

192 Saint Lucia 0

193 Sweden 0

194 Switzerland 0

195 Turks and Caicos Islands 0

196 Tokelau 0

197 Tonga 0

198 Togo 0

199 Sao Tome and Principe 0

200 Tanzania 0

201 Burkina Faso 0

202 Uruguay 0

203 Saint Vincent and the Grenadines 0

204 British Virgin Islands 0

205 Virgin Islands 0

206 Namibia 0

207 West Bank 0

208 Western Sahara 0

209 Samoa 0

210 Swaziland 0

211 Zambia 0

212 Zimbabwe 0

El Petróleo

¿Cuánto hay?

Las reservas probadas representan la existencia comprobada y cuantificadade petróleo en yacimientos que aún no han sido explotados.

Tanto las reservas como la producción de petróleo utilizan como unidad de medida el barril (equivalente a 42 galones o 159 litros). Esta medida se refiere a los contenedores de madera que se usaron hasta principios del siglo pasado para almacenar y transportar el petróleo.

De las reservas probadas del mundo, 60% se encuentra en el Medio Oriente. Los mayores consumidores son América del Norte y Europa.

Desde la segunda mitad del siglo XX este recurso natural se extrae del pozo y se lleva directamente a las cisternas de los buques-tanque. Al 2006, en México se cuenta con 4 441 km de oleoductos que Petróleos Mexicanos (PEMEX) tiene instalados.

México cuenta con reservas probadas de crudo por 12 352 millones de barriles, por ello, ocupa el lugar 14 en el mundo. Con el nivel de producción actual, se calcula que durarán, aproximadamente, 11 años.

Reservas probadas de crudo

Reservas probadas y volumen de la producción mundial de petróleo crudo por países seleccionados

Lugar PaísReservas

(millones de barriles)

Volumen de producción

(miles de barriles diarios)

1 Arabia Saudita 264 310 9 302

2 Canadá 178 792 2 364

3 Irán, República Islámica de 132 460 3 891

4 Irak 115 000 1 810

5 Kuwait 101 500 2 427

6 Emiratos Árabes Unidos 97 800 2 458

7 Venezuela 79 729 2 111

8 Rusia 60 000 9 189

9 Libia 39 126 1 640

10 Nigeria 35 876 2 407

11 Estados Unidos de América 21 371 5 122

12 China, República Popular de 18 250 3 620

13 Qatar 15 207 798

14 México 12 352 3 333

15 Argelia 11 350 1 352FUENTE: Oil and Gas Journal. 2006. // PEMEX. 2006.

Las reservas totales —que incluyen las probadas, probables y posibles de crudo, gas y líquido del gas— llegan a 46 914.1 millones de barriles.

Definición de Reservas Petroleras

Domingo, 02 de Mayo de 2004 00:00 Ing. LUCIO CARRILLO BARANDIARAN. Facultad de Ingeniería en PetróleoUniversidad Nacional de Ingeniería. Perú

El petróleo es la mayor fuente de energía en el mundo y es un factor clave en el continuo desarrollo de los países. Es esencial para la planificación futura que los gobiernos y la industria tengan un estimado de las cantidades de petróleo disponible para producción y cantidades que se espera estén disponibles dentro de un tiempo prudencial a través de desarrollo adicional de los yacimientos, avances tecnológicos o exploración. Para lograr tal cuantificación, es necesario que la industria adopte una nomenclatura consistente para

estimar las cantidades actuales y futuras del petróleo que se espera sea recuperado de acumulaciones subterráneas. Tales cantidades son definidas como reservas y su cuantificación es de considerable importancia para gobiernos, agencias internacionales, economistas, banqueros y la industria energética internacional.

DefiniciónReservas probadas   Reservas no probadas Reservas Probables 

Reservas PosiblesCategorías de Reservas por Status

La terminología usada para la clasificación del petróleo y las diferentes categorías de reservas has sido motivo de muchos estudios y discusiones por muchos años. Los intentos por estandarizar la terminología de reservas comenzó por 1935 cuando el API (American Petroleum Institute) consideró la clasificación y definición varias categorías de reservas. Desde entonces, la evolución de la tecnología ha proporcionado métodos de ingeniería mas precisos para determinar los volúmenes de reservas y ha intensificado la necesidad de una nomenclatura mejorada para alcanzar consistencia entre los profesionales que trabajan con la terminología de reservas. Trabajando separadamente, la SPE (Society of Petroleum Engineers) y el WPC (World Petroleum Congresses) produjeron conceptos similares para las definiciones de reservas, los que fueron dados a conocer a inicios de 1987. Estas definiciones se han convertido en los estándares preferidos para clasificar reservas en la industria. Posteriormente, se consideró que ambas organizaciones podrían combinar las definiciones en un solo conjunto para que puedan ser usadas por la industria mundial.

Los contactos entre representantes de ambas organizaciones inició en 1987, prontamente después de la publicación de las definiciones iniciales. Durante el Congreso Mundial del Petróleo en Junio de 1994, se reconoció que las revisiones a las definiciones vigentes requerirían la aprobación del respectivo Comité de Directores y el esfuerzo para establecer una nomenclatura universal debería ser incrementado.

Como un primer paso en el proceso, se presentaron los principios sobre los cuales las definiciones y estimaciones de reservas deberían estar basados. Se estableció un Task Force por los Comités de la SPE y WPC para desarrollar definiciones comunes. Los resultados de las reuniones fueron publicados en enero de 1996 en la SPE (Journal of Petroleum Technology) y en junio de 1996 en WPC Newsletter.

Existe una necesidad universal por definiciones y clasificación consistentes sobre reservas para ser usadas por gobiernos y la industria. Desde su introducción en 1987, las definiciones de la SPE y WPC han sido estándares para la clasificación y evaluación a nivel mundial.

La SPE y WPC han iniciado esfuerzos para lograr consistencia en la clasificación de reservas. Como un primer paso en este proceso, SPE y WPC establecen los principios siguientes:

(.) SPE y WPC reconocen que ambas organizaciones han desarrollado una nomenclatura para reservas de petróleo, única y ampliamente aceptada.

(.) SPE y WPC resaltan que las definiciones son consideradas como guías estándares y generales para la clasificación de las reservas de petróleo y deben permitir una apropiada comparación de cantidades a nivel universal.

(.) SPE y WPC resaltan que, las definiciones de reservas no deben ser consideradas como de uso obligatorio y que los países y organizaciones deberían fomentar el uso de estas definiciones y también incrementar el ámbito de los conceptos de acuerdo a circunstancias y condiciones locales especiales.

(.) SPE y WPC reconocen que se pueden usar técnicas matemáticas convenientes a medida que se requieran y que queda a criterio de cada país, fijar el criterio exacto

para el término "razonable certeza" de la existencia de reservas de petróleo. No se excluyen métodos de cálculo, sin embargo, si se utilizan métodos probabilísticos, la elección de los porcentajes deben ser claramente establecidos.

(.) SPE y WPC concuerdan que las definiciones propuestas se aplican solo a acumulaciones descubiertas de hidrocarburos y sus depósitos asociados potenciales.

(.) SPE y WPC resaltan que las reservas probadas de petróleo deben estar basadas en condiciones económicas actuales, incluyendo todos los factores que afectan la viabilidad de los proyectos. SPE y WPC reconocen que el concepto es general y no limitado a solo costos y precios. Las reservas probables y posibles pueden estar basadas en desarrollos anticipados y/o la extrapolación de las condiciones económicas actuales.

(.) SPE y WPC aceptan que las definiciones de reservas de petróleo no son estáticas y estas evolucionarán.

El esfuerzo realizado ha tratado de mantener la terminología recomendada lo mas cercano posible al uso común con la idea de minimizar el impacto de algunas cantidades previamente reportadas y de algunos cambios para lograr una amplia aceptación. La terminología propuesta no intenta ser un sistema preciso de definiciones y procedimientos de evaluación para satisfacer todas las situaciones. Debido a las variadas formas de ocurrencia del petróleo, el amplio rango de características, la incertidumbre asociada con el ambiente geológico y la constante evolución de la tecnología en evaluación, es que no se considera práctico un sistema de clasificación preciso.

Las definiciones recomendadas no representan un gran cambio de las definiciones actuales de SPE y WPC que han llegado a ser estándares en la industria. Se espera que la terminología recomendada integre las dos definiciones y alcance una mejor consistencia a través de la industria internacional.

Las reservas derivadas de estas definiciones dependen de la integridad, conocimiento y juicio del evaluador y son afectadas por la complejidad geológica, etapa de desarrollo, grado de depletación de los reservorios y cantidad de datos disponibles. El uso de estas definiciones debería definir claramente entre las diferentes clasificaciones y proporcionar un reporte de reservas mas consistente.

 Definiciones

Las reservas son cantidades de petróleo 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 mas 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 petróleo 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 reservorio 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 reservorio para incrementar la recuperación final. Ejemplos de tales métodos son: mantenimiento de presión, reciclo, inyección de agua, métodos térmicos, inyección de químicos y el uso de fluidos de desplazamiento miscible e inmiscible. Otros métodos de recuperación mejorada pueden ser desarrollados en el futuro a medida que la tecnología de la industria del petróleo evoluciona.

 Reservas Probadas

Las 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 reservorios 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.

En general, las reservas son consideradas probadas si la producción comercial futura del reservorio esta soportada pruebas de formación o producción actuales. En este contexto, el término probado se refiere a las actuales cantidades de reservas de petróleo y no a la productividad de un pozo o reservorio. En ciertos casos, las reservas probadas pueden ser asignadas sobre la base de registros de pozos y/o análisis de núcleos que indican que el reservorio contiene hidrocarburos y es análogo a reservorios en la misma área, donde están produciendo o han demostrado que son factibles de ser producidos sobre la base de pruebas de formación.

El área de un reservorio considerado con reservas probadas incluye:

(1) El área delimitada por la perforación y definida por los contactos de fluidos, y

(2) El área no perforada del reservorio, que puede razonablemente ser considerada como productiva comercialmente sobre la base de datos disponibles de geología e ingeniería.

En la ausencia de datos sobre contacto de fluidos, la ocurrencia de hidrocarburos en el nivel mas inferior (LKO - lowest known occurrence) controla los límites probados a menos que existan datos definitivos de geología, ingeniería y de comportamiento productivo que indique lo contrario.

Las reservas pueden ser clasificadas como probadas si las facilidades para procesar y transportar las reservas hacia un mercado, están en operación a la fecha del estimado o existe una razonable expectativa que tales facilidades serán instaladas.

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

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

(2) Que es razonablemente cierto que tales ubicaciones están dentro del límite productivo conocido como probado para la formación objetivo,

(3) Las ubicaciones están acorde con la regulación existente referida e espaciamiento, y

(4) Es razonablemente cierto 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:

(1) 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,

(2) Es razonablemente cierto 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:

(1) Después de una favorable respuesta de producción de otro reservorio 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

(2) Es razonablemente cierto que el proyecto será ejecutado.

 Reservas no probadas

Las 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

Las 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 mas las probables.

En general, las reservas probables pueden incluir:

(1) 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,

(2) 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,

(3) 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,

(4) 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,

(5) 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 alta que el área probada.,

(6) 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 reservorios análogos, y

(7) Reservas incrementales en reservorios probados donde una interpretación alternativa de los datos de comportamiento o volumétricos indican reservas mayores a las que fueron clasificadas como probadas.

 Reservas posibles

Las 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 :

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

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

(3) Reservas incrementales atribuidas a perforación infill que están sujetas a incertidumbre técnica,

(4) Reservas atribuidas a métodos de recuperación mejorada cuando

(a) Un proyecto piloto esta planeado pero no en operación, y

(b) Las características de reservorio, roca y fluido son tales que existe una razonable duda que el proyecto será comercial, y

(5) 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.

 Categorías de Reservas por Status

Las categorías de reservas por status, define a los pozos y reservorios 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 cono "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: (1) de pozos nuevos sobre áreas no perforadas, (2) de la profundización de los pozos existentes a un reservorio diferente, o (3) 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.

Approved by the Board of Directors, Society of Petroleum Engineers (SPE) Inc., and the Executive Board, World Petroleum Congresses (WPC), March 1997.

PETROLEO: Para el propósito de estas definiciones, el término petróleo se refiere a líquidos y gases que predominantemente están compuestos de hidrocarburos. El petróleo también puede contener componentes no hidrocarburos en la cual los átomos de azufre, oxígeno y/o nitrógeno están combinados con carbono e hidrógeno. Ejemplos comunes de no-hidrocarburos encontrados en el petróleo son nitrógeno, dióxido de carbono y sulfuro de hidrógeno.

Conceptos Generales.

Se entiende por reservas de petróleo y gas de un yacimiento al volumen de hidrocarburos que será posible extraer del mismo, en condiciones rentables, a lo largo de su vida útil. Para determinarlas lo primero que se debe saber es cuánto petróleo y/o gas contiene el yacimiento, lo que se conoce como el "petróleo original en situ" (OOIP). Este cálculo obliga al conocimiento de:

el volumen de roca productora; la porosidad de esta roca, que es el espacio intersticial disponible; la saturación de agua de estos espacios, porcentaje de poros ocupados por el agua; la profundidad, presión y temperatura de las capas productivas.

Toda esta información se obtiene sólo luego de perforar uno o más pozos que delimiten el yacimiento, lo que permite además tomar los registros y las muestras necesarias.

La reserva de un yacimiento es una fracción del "petróleo original in situ", ya que nunca se recupera el total del petróleo existente. Para establecerla hay que conocer cuál será el factor de recuperación del yacimiento, factor que implica conocer el tipo de empuje del

yacimiento, agua/gas; su presión; permeabilidad de la roca; medida de la transmisibilidad entre los poros de la roca y la forma de explotación. Para la obtención de estos datos se efectúa un seguimiento del comportamiento del yacimiento a través de diversas pruebas y ensayos, lo que conlleva un tiempo considerable y una importante inversión económica. El valor resultante de esta fracción varía entre un 15% y un 60% del total del petróleo existente.

Una vez que se conocen la delimitación territorial y características del yacimiento y las reservas que contiene, llega el momento de planificar su desarrollo, o sea definir cuántos pozos de producción se van a perforar, qué tipo de pozos, si se va a inyectar agua o gas para mejorar la recuperación, qué tipo de instalaciones de superficie son necesarias, cuánta gente hará falta para su operación y cuál es el costo de esas inversiones y gastos, para definir si la explotación del yacimiento es viable económicamente.

El desarrollo de un yacimiento consiste, básicamente, en la perforación de pozos que lleguen al reservorio y extraigan el petróleo que éste contiene. Es claro que un yacimiento en producción genera gastos (energía eléctrica, salarios del personal, mantenimiento, etc); si en determinadas condiciones o momentos el costo de producción supera a lo que se obtiene por las ventas, el yacimiento deja de ser viable económicamente y, en consecuencia, se detiene la producción; precisamente, el petróleo o gas no extraído por consecuencia de ello, no constituye parte de las reservas.

En función del grado de seguridad que se tenga en cuanto a la existencia del yacimiento y su volumen comercialmente recuperable, las reservas pueden ser agrupadas en:

Comprobadas (o Probadas), Probables y Posibles.

Las reservas comprobadas pueden ser definidas como aquellas cantidades de petróleo y/o gas que se estima pueden ser recuperadas en forma económica y con las técnicas disponibles, de acumulaciones conocidas (volúmenes in situ) a partir de los datos con que se cuentan en el momento de la evaluación.

Las reservas comprobadas pueden a su vez dividirse en "comprobadas desarrolladas", que se esperan recuperar mediante los pozos y las instalaciones de producción existentes, y en "comprobadas no desarrolladas", que se esperan recuperar de pozos a perforar e instalaciones de producción a emplazar y de las cuales se tiene un alto grado de certidumbre ya que se ubican en yacimientos conocidos.

Las reservas probables pueden definirse como aquellas a los que tanto los datos geológicos como de ingeniería dan una razonable probabilidad de ser recuperadas de depósitos descubiertos, aunque no en grado tal como para considerarse comprobadas.

Son también comunes los términos reservas posibles y recursos potenciales o especulativos. Tales términos demuestran un importante grado de incertidumbre en cuanto a su existencia, por lo que se expresan en intervalos y responden al conocimiento geológico de una cuenca sedimentaria.

Reservas en la Argentina y en el mundo

La formación de hidrocarburos demanda millones de años y la humanidad se encargará de consumirlos tan sólo en trescientos años, por lo que se los considera recursos no renovables. Es por ello que la continua búsqueda de nuevas reservas hace avanzar rápidamente la tecnología que, en forma económica, permite explorar nuevas fronteras geológicas y tecnológicas, tanto en la tierra como bajo aguas cada vez más profundas y hasta hace poco tiempo inaccesibles.

El avance de nuevas tecnologías impulsa el desarrollo de operaciones sofisticadas para el hallazgo de hidrocarburos en áreas que, en su momento, habían sido dejadas de lado por el alto grado de incertidumbre en cuanto a la existencia de petróleo y/o gas; para la optimización de la recuperación de petróleo in situ, incrementando cada vez más el factor de recuperación de los mismos.

Una importante evidencia de lo anteriormente expuesto lo constituye la industria petrolera en Argentina: en el período 1988-2000 la producción de petróleo aumentó de 26,1 a 44,7 millones de metros cúbicos al año, en el mismo lapso las reservas comprobadas crecieron de 362,5 a 472,8 millones de metros cúbicos, reduciéndose así el horizonte de disponibilidad de aproximadamente trece (13) a diez (10) años. Esto significa que en los últimos años se ha registrado un fuerte aumento en la producción acompañada de una disminución de la actividad exploratoria con la consecuente reducción de las reservas. Las reservas probables, a diciembre de 2000, alcanzaron los 161,3 millones de metros cúbicos.

En cuanto al gas natural, la Argentina no sólo abastece el creciente consumo del país (es uno de los cinco países que más utiliza el gas como fuente de energía), sino que también se ha convertido en exportador a países vecinos, lo que se ha transformado en una importante fuente de ingresos para su economía. Durante el período 1988-2000, la producción de gas natural totalizó 402.184 millones de metros cúbicos mientras que las reservas comprobadas se han mantenido en el mismo nivel, si comparamos los años extremos del período considerado (en 1988, 773.016 millones de m3 y en 2000, 777.601 millones de m3) lo que ha llevado a una fuerte reducción del horizonte de reservas de 34 a 17 años.

Reservas comprobadas y probables de petróleo y gas natural

por Cuenca al 31/12/00

RESERVAS

Comprobadas Probables

Petróleo Gas Natural Petróleo Gas Natural

Noroeste 30.324,36 153.524,69 8.356,20 60.808,90

Cuyana 34.697,00 733,00 6.775,10 98,00

Neuquina 207.395,48 399.128,12 49.492,06 73.777,98

Golfo San Jorge 173.406,33 39.043,41 75.513,45 21.055,48

Austral 26.957,71 185.179,67 21.126,40 115.782,61

Total 472.780,88 777.608,89 161.263,21 271.522,97

Nota: las reservas de petróleo están dadas en miles de metros cúbicos y las

de gas natural en millones de metros cúbicos.

Fuente: Secretaría de Energía y Minería de la Nación/ www.energia.mecon.gov.ar

En el contexto dado por la región de Latinoamérica y el Caribe, según OLADE, Argentina participa o representa el 8,1% de las reservas de gas natural y el 2,1% de las de petróleo, mientras que en lo que hace a la producción, nuestro país representa el 22,8% del total del producido de gas natural en la región y el 8,0% de la de petróleo (estas relaciones porcentuales también traducen el hecho de que en la Argentina se ha dado prioridad a la extracción en detrimento de la exploración).

En el mundo se han producido en los últimos años millones de metros cúbicos de petróleo que han sido compensados por una cantidad aún mayor de reservas incorporadas. Es evidente que el precio del petróleo tiene vital importancia para el desarrollo de la exploración y producción del mismo. Cuando el precio experimenta incrementos se revitalizan yacimientos cuyos costos de extracción son también altos y muchas veces considerados como no económicos. A su vez, posibilita que se invierta cada vez más en la exploración de petróleo y gas, permitiendo que la misma avance hacia las costosas pero cada vez más importantes áreas marginales, tanto desde el punto de vista geológico como tecnológico.

Fig. 1- Reservas Mundiales de Petróleo (Total: 1.068.556 106 bbl )

Fig. 2- Reservas Mundiales de Gas Natural (Total: 151.362 109 m3 )

 

 

Se puede encontrar petróleo y gas natural en todos los continentes distribuidos de forma

muy irregular. Enormes campos petrolíferos que contienen alrededor de la mitad del petróleo mundial se encuentran en el Oriente Próximo. También existen grandes cantidades de petróleo en el Golfo de México, Mar del Norte y el Artico (tanto en Alaska como en Rusia). Se piensa que debe haber notables reservas en las plataformas continentales, aunque por diversos problemas la mayoría de ellos no están todavía localizados y explotados.

Es muy difícil estimar para cuantos años tenemos petróleo y gas natural. Es difícil hacer este cálculo porque depende de muchas variables desconocidas. No sabemos cuantos depósitos nuevos se van a descubrir. Tampoco cual va a ser el ritmo de consumo, porque es probable que cuando vayan escaseando y sus precios suban se busque con más empeño otras fuentes alternativas de energía y su ritmo de consumo disminuya. Por esto las cifras que se suelen dar son muy poco fiables. En 1970 había reservas conocidas de petróleo para unos 30 años (hasta el año 2000) y de gas natural para unos 40 años. En cambio en 1990 había suficientes depósitos localizados de petróleo para otros 40 años (hasta el 2030) y de gas natural para unos 60 años; es decir, en estos años se ha descubierto más de lo que se ha consumido. Por todo esto se puede decir que hay reservas para un tiempo comprendido entre varias decenas y unos 100 años.

Otro importante problema relacionado con el petróleo es que se consume mayoritariamente en regiones donde no se produce. Así entre Estados Unidos y Europa occidental se consume casi la mitad del petróleo mundial. Los países del Golfo Pérsico que sólo consumen el 4,5% mundial producen, en cambio, el 26%.. Esta diferencia se agravará en el futuro porque la mayor parte de las nuevas reservas se están descubriendo en los países menos consumidores. Así se calcula que Estados Unidos tiene reservas para unos 10 años u Europa para unos 13, mientras que los países del Golfo acumulan el 57% de las reservas conocidas.

A finales de 2003, las reservas mundiales probadas de petróleo ascendían a 157.000 millones de toneladas, equivalentes a 1,15 billones de barriles.

Hay entre 6,8 y 7,2 barriles de petróleo por tonelada, en dependencia de la densidad y calidad del petróleo. Por tanto, las reservas de crudo se calculan entre 970 y 1003 billones de barriles de petróleo.

Sin embargo el límite de las reservas podría estar más cercano aún si se tienen en cuenta modelos de previsión con un consumo creciente como ha venido siendo norma a lo largo de todo el siglo pasado. Los nuevos descubrimientos de yacimientos se han reducido drásticamente en las últimas décadas haciendo insostenible por mucho tiempo más los elevados niveles de extracción actuales por no hablar de los que se deberían alcanzar para abastecer con éxito a los sedientos consumidores asiáticos. Por otra parte la mayoría de las principales reservas mundiales han entrado en declive y solo las de oriente medio mantienen un crecimiento sostenido aunque cada vez más menguante. Se espera que incluso esos yacimientos entren en declive hacia el 2010 lo que provocaría que toda la producción mundial disminuyera irremediablemente conduciendo a la mayor crisis energética que nunca haya sufrido el mundo industrializado.

Según la Teoría del pico de Hubbert, actualizada con datos recientes por la Asociación para el estudio del pico del petróleo, el inicio de dicho declive debería empezar el año 2007.

Por países

El 77% de esas reservas se encuentran en los 11 países pertenecientes a la Organización de Países Productores de Petróleo (OPEP) –Arabia Saudí, Argelia, Emiratos Árabes Unidos, Indonesia, Irak, Irán, Kuwait, Libia, Nigeria, Qatar y Venezuela–. El 7,5% del total mundial se encuentra en países pertenecientes a la OCDE (Organización para la Cooperación y el Desarrollo Económico), formada por 30 países entre los que se encuentran los económicamente más potentes del mundo. El resto, un 15,6%, está repartido en los demás países del mundo (entre éstos destacan, por sus reservas, Rusia y China).

Esto quiere decir que el 86,3% de las reservas actualmente existentes de petróleo en el mundo se encuentran en esos 12 países.

País Porcentaje sobre el total de reservas mundiales

Arabia Saudí 22,9Irán 11,4Irak 10Emiratos Árabes Unidos 8,5Kuwait 8,4Venezuela 6,8Rusia 6Libia 3,1Estados Unidos 2,7China 2,1México 1,4

Duración de las reservas mundiales de petróleo

El dato sobre la producción de barriles de petróleo es de gran importancia en tanto en cuanto permite averiguar la duración de las reservas mundiales si no se efectuasen nuevos descubrimientos.

De esta forma, si la producción de petróleo siguiera en el futuro al mismo ritmo que en 2003, las reservas mundiales –salvo que se encontrasen nuevos yacimientos– durarían 41 años. En los últimos 30 años, la capacidad máxima de reservas de petróleo se alcanzó en 1989, cuando se estimó que éstas durarían 44 años más.

El estudio de las reservas petrolíferas de un yacimiento se realiza a partir de resultados de ensayos o prospecciones realizados sobre el terreno, teniendo en cuenta el volumen y tipo de roca productora, su porosidad, concentración de agua y la profundidad, presión y temperatura de las capas productivas. El resultado de los mismos determina el porcentaje de petróleo aprovechable del yacimiento, que puede oscilar habitualmente entre un 15% y un 60% del total del petróleo existente.

Según el grado de conocimiento de las particularidades de estas reservas, se las clasifica como comprobadas, probables y posibles. Las primeras, ubicadas en yacimientos conocidos, son aquellas que se estima pueden ser recuperadas de una forma económicamente viable con las técnicas disponibles. Las reservas probables son aquellas que, sin estar completamente determinadas para su recuperación, tanto los datos geológicos como de ingeniería, parecen asegurar a priori su rentabilidad.

Por último, las reservas posibles son aquellas que se basan únicamente en datos geológicos de una cuenca sedimentaria y son, en gran parte, simples datos estadísticos.

Existe posibilidad de encontrar petróleo en todos los continentes distribuidos de forma muy irregular, pero los mayores yacimientos y reservas se encuentran en Oriente Próximo, Golfo de México, Mar del Norte y en el Ártico. En la tabla adjunta se refleja, por grandes zonas geográficas, la ubicación porcentual de las reservas petrolíferas conocidas hasta la fecha.

Como alternativa energética al petróleo, desde hace años se están desarrollando otras tecnologías como los aceites vegetales, el hidrógeno, las energías renovables, etc. pero por ahora, quizás por limitaciones técnicas o intereses económicos, no existe ninguna alternativa real que sustituya definitivamente al petróleo. Por ahora disponemos de él, no sabemos cuantos depósitos nuevos se van a descubrir ni su ritmo de consumo, por lo que realmente no se sabe cuanto tiempo durará, pero la continua búsqueda de nuevas reservas avanza al ritmo del desarrollo tecnológico que permite acceder a zonas cada vez más profundas y hasta hace poco tiempo inaccesibles.

Reservas Probadas

Las reservas probadas son el volumen de hidrocarburos que se encuentra en los yacimientos, los cuales han sido constatados mediante pruebas de producción, y que, según la información geológica y de ingeniería de yacimientos, pueden ser producidos comercialmente.

Las reservas probadas pueden ser sub-divididas en desarrolladas y no desarrolladas. 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 son consideradas probadas si la producción comercial futura del yacimiento esta soportada por pruebas de formación o producción actuales. En este contexto, el

término probado se refiere a las actuales cantidades de reservas de petróleo y no a la productividad de un pozo o yacimiento. En ciertos casos, las reservas probadas pueden ser asignadas sobre la base de registros de pozos y/o análisis de núcleos que indican que el reservorio contiene hidrocarburos y es análogo a reservorios en la misma área, donde están produciendo o han demostrado que son factibles de ser producidos sobre la base de pruebas de formación.

El área de un yacimiento dado con reservas probadas incluye:

El área delimitada por la perforación y definida por los contactos de fluidos. El área no perforada del yacimiento, que puede razonablemente ser considerada

como productiva comercialmente sobre la base de datos disponibles de geología e ingeniería.

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

Las ubicaciones son áreas directas de pozos que han mostrado producción comercial en la formación objetivo y es razonablemente cierto que tales ubicaciones están dentro del límite productivo conocido como probado para la formación objetivo.

Las ubicaciones están acorde con la regulación existente referida e espaciamiento.

Reservas Probables

Las reservas probadas son volúmenes contenidos en áreas donde la información geológica y de ingeniería indica, desde el punto de vista de su recuperación, un grado menor de certeza comparado con el de las reservas probadas. Las reservas probables pueden ser estimadas suponiendo condiciones económicas futuras favorables, diferentes a las utilizadas para las reservas probadas. En este caso se tiene un 50% de probabilidades de éxito.

En general, las reservas probables pueden incluir:

Reservas que se anticipaban como probadas por perforación, 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 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.

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 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 reservorios análogos.

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

Reservas Posibles

Las reservas posibles son volúmenes contenidos en áreas donde la información geológica y de ingeniería indica, desde el punto de vista de su recuperación, un grado menor de certeza comparado con el de las reservas probables. Estas estimaciones se hacen cuando se suponen condiciones económicas y gubernamentales futuras favorables, si se utilizan métodos probabilísticos para su estimación, estas deben tener por lo menos un 10% de probabilidades de éxito.

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 incrementales atribuidas a perforación que están sujetas a incertidumbre técnica.

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.

Reservas atribuidas a métodos de recuperación mejorada cuando:o Un proyecto piloto esta planeado pero no en operación.o Las características de reservorio, roca y fluido son tales que existe una razonable duda que el proyecto será comercial.

 Reservas Probadas

Las 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 reservorios 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.

En general, las reservas son consideradas probadas si la producción comercial futura del reservorio esta soportada pruebas de formación o producción actuales. En este contexto, el término probado se refiere a las actuales cantidades de reservas de petróleo y no a la productividad de un pozo o reservorio. En ciertos casos, las reservas probadas pueden ser asignadas sobre la base de registros de pozos y/o análisis de núcleos que indican que el reservorio contiene hidrocarburos y es análogo a reservorios en la misma área, donde están produciendo o han demostrado que son factibles de ser producidos sobre la base de pruebas de formación.

El área de un reservorio considerado con reservas probadas incluye:

(1) El área delimitada por la perforación y definida por los contactos de fluidos, y

(2) El área no perforada del reservorio, que puede razonablemente ser considerada como productiva comercialmente sobre la base de datos disponibles de geología e ingeniería.

En la ausencia de datos sobre contacto de fluidos, la ocurrencia de hidrocarburos en el nivel mas inferior (LKO - lowest known occurrence) controla los límites probados a menos que existan datos definitivos de geología, ingeniería y de comportamiento productivo que indique lo contrario.

Las reservas pueden ser clasificadas como probadas si las facilidades para procesar y transportar las reservas hacia un mercado, están en operación a la fecha del estimado o existe una razonable expectativa que tales facilidades serán instaladas.

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

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

(2) Que es razonablemente cierto que tales ubicaciones están dentro del límite productivo conocido como probado para la formación objetivo,

(3) Las ubicaciones están acorde con la regulación existente referida e espaciamiento, y

(4) Es razonablemente cierto 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:

(1) 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,

(2) Es razonablemente cierto 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:

(1) Después de una favorable respuesta de producción de otro reservorio 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

(2) Es razonablemente cierto que el proyecto será ejecutado.

 Reservas no probadas

Las 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

Las 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 mas las probables.

En general, las reservas probables pueden incluir:

(1) 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,

(2) 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,

(3) 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,

(4) 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,

(5) 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 alta que el área probada.,

(6) 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 reservorios análogos, y

(7) Reservas incrementales en reservorios probados donde una interpretación alternativa de los datos de comportamiento o volumétricos indican reservas mayores a las que fueron clasificadas como probadas.

 Reservas posibles

Las 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 :

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

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

(3) Reservas incrementales atribuidas a perforación infill que están sujetas a incertidumbre técnica,

(4) Reservas atribuidas a métodos de recuperación mejorada cuando

(a) Un proyecto piloto esta planeado pero no en operación, y

(b) Las características de reservorio, roca y fluido son tales que existe una razonable duda que el proyecto será comercial, y

(5) 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.

 Categorías de Reservas por Status

Las categorías de reservas por status, define a los pozos y reservorios 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 cono "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: (1) de pozos nuevos sobre áreas no perforadas, (2) de la profundización de los pozos existentes a un reservorio diferente, o (3) 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.

Approved by the Board of Directors, Society of Petroleum Engineers (SPE) Inc., and the Executive Board, World Petroleum Congresses (WPC), March 1997.

PETROLEO: Para el propósito de estas definiciones, el término petróleo se refiere a líquidos y gases que predominantemente están compuestos de hidrocarburos. El petróleo también puede contener componentes no hidrocarburos en la cual los átomos de azufre, oxígeno y/o nitrógeno están combinados con carbono e hidrógeno. Ejemplos comunes de no-hidrocarburos encontrados en el petróleo son nitrógeno, dióxido de carbono y sulfuro de hidrógeno.

Esta es una lista de países con reservas probadas de gas natural basado en The World Factbook.[1]

Puesto País/RegiónReservas probadas de gas

natural (m³)Fecha de

información—  Mundo 180.650.000.000.000 1 de enero de 20091 Rusia 43.300.000.000.000 1 de enero de 20092 Irán 30.037.500.000.000 5 de julio de 20103 Qatar 25.260.000.000.000 1 de enero de 20094 Turkmenistán 7.940.000.000.000 1 de enero de 20095 Arabia Saudita 7.319.000.000.000 1 de enero de 20096 Estados Unidos 6.731.000.000.000 1 de enero de 20097 Emiratos Árabes Unidos 6.071.000.000.000 1 de enero de 2009

8 Venezuela 5.524.500.000.00019 de julio de 2011 [2]

9 Nigeria 5.215.000.000.000 1 de enero de 200910 Argelia 4.502.000.000.000 1 de enero de 200911 Iraq 3.170.000.000.000 1 de enero de 200912 Indonesia 3.001.000.000.000 1 de enero de 200913 China 2.460.000.000.000 1 de enero de 200914 Kazajistán 2.407.000.000.000 1 de enero de 200915 Malasia 2.350.000.000.000 1 de enero de 200916 Noruega 2.313.000.000.000 1 de enero de 2009— Unión Europea 2.259.000.000.000 1 de enero de 200817 Azerbayán 2.000.000.000.000 1 de enero de 200918 Uzbekistán 1.841.000.000.000 1 de enero de 200919 Kuwait 1.794.000.000.000 1 de enero de 200920 Egipto 1.656.000.000.000 1 de enero de 200921 Canadá 1.640.000.000.000 1 de enero de 200922 Libia 1.540.000.000.000 1 de enero de 200923 Holanda 1.346.000.000.000 1 de enero de 200924 Ucrania 1.104.000.000.000 1 de enero de 200925 India 1.075.000.000.000 1 de enero de 200926 Pakistán 885.300.000.000 1 de enero de 200927 Australia 849.500.000.000 1 de enero de 200928 Omán 849.500.000.000 1 de enero de 200929 Bolivia 750.400.000.000 1 de enero de 200930 Vietnam 610.000.000.000 1 de enero de 200931 Hungría 600.000.000.000 1 de enero de 200932 Trinidad y Tobago 531.500.000.000 1 de enero de 200933 Yemen 478.500.000.000 1 de enero de 200934 Argentina 441.700.000.000 1 de enero de 200935 Brunéi 390.800.000.000 1 de enero de 200936 México 372.700.000.000 1 de enero de 200937 Brasil 365.000.000.000 1 de enero de 2009

Puesto País/RegiónReservas probadas de gas

natural (m³)Fecha de

información38 Reino Unido 342.900.000.000 1 de enero de 200939 Perú 335.300.000.000 1 de enero de 200940 Tailandia 317.100.000.000 1 de enero de 200941 Birmania 283.200.000.000 1 de enero de 200942 Angola 269.800.000.000 1 de enero de 200943 Siria 240.700.000.000 1 de enero de 200944 Papúa Nueva Guinea 226.500.000.000 1 de enero de 200945 Timor Oriental 200.000.000.000 1 de enero de 200646 Alemania 175.600.000.000 1 de enero de 200947 Polonia 164.800.000.000 1 de enero de 200948 Bangladesh 141.600.000.000 1 de enero de 200949 Camerún 135.100.000.000 1 de enero de 200950 Mozambique 127.400.000.000 1 de enero de 200951 Colombia 105.900.000.000 1 de enero de 200952 Filipinas 98.540.000.000 1 de enero de 200953 Chile 97.970.000.000 1 de enero de 200954 Italia 94.150.000.000 1 de enero de 200955 Bahrein 92.030.000.000 1 de enero de 200956 República del Congo 90.610.000.000 1 de enero de 200957 Sudán 84.950.000.000 1 de enero de 200958 Cuba 70.790.000.000 1 de enero de 200959 Túnez 65.130.000.000 1 de enero de 200960 Rumania 63.000.000.000 1 de enero de 200961 Namibia 62.290.000.000 1 de enero de 200862 Dinamarca 60.000.000.000 1 de enero de 200963 Ruanda 56.630.000.000 1 de enero de 200964 Corea del Sur 50.000.000.000 1 de enero de 200865 Afganistán 49.550.000.000 1 de enero de 200966 Serbia 48.140.000.000 1 de enero de 200967 Guinea Ecuatorial 36.810.000.000 1 de enero de 200968 Croacia 36.440.000.000 1 de enero de 200969 Nueva Zelanda 33.980.000.000 1 de enero de 200970 Israel 30.440.000.000 1 de enero de 200971 Gabón 28.320.000.000 1 de enero de 200972 Mauritania 28.320.000.000 1 de enero de 200973 Costa de Marfil 28.320.000.000 1 de enero de 200974 Austria 27.900.000.000 1 de enero de 200975 Etiopía 24.920.000.000 1 de enero de 200976 Ghana 22.650.000.000 1 de enero de 200977 Japón 20.900.000.000 1 de enero de 2009

Puesto País/RegiónReservas probadas de gas

natural (m³)Fecha de

información78 Eslovaquia 14.160.000.000 1 de enero de 200979 Irlanda 9.911.000.000 1 de enero de 200980 Ecuador 8.919.000.000 1 de enero de 200981 Georgia 8.495.000.000 1 de enero de 200982 Francia 6.937.000.000 1 de enero de 200983 Turquía 6.830.000.000 1 de enero de 200984 Tanzania 6.513.000.000 1 de enero de 200985 Taiwan 6.229.000.000 1 de enero de 200986 Jordania 6.031.000.000 1 de enero de 200987 Bulgaria 5.663.000.000 1 de enero de 200988 Somalia 5.663.000.000 1 de enero de 200989 Tayikistán 5.663.000.000 1 de enero de 200990 Kirguistán 5.663.000.000 1 de enero de 200991 República Checa 3.964.000.000 1 de enero de 200992 Guatemala 2.960.000.000 1 de enero de 200693 Bielorrusia 2.832.000.000 1 de enero de 200994 España 2.548.000.000 1 de enero de 200995 Grecia 1.982.000.000 1 de enero de 200996 Marruecos 1.501.000.000 1 de enero de 200997 Benín 1.133.000.000 1 de enero de 2009

98República Democrática

del Congo991.100.000 1 de enero de 2009

99 Albania 849.500.000 1 de enero de 2009100 Barbados 141.600.000 1 de enero de 2009101 Sudáfrica 27.160.000 1 de enero de 2006102 Macao 300.000 1 de enero de 2008

Las reservas probadas de gas de Bolivia llegan a 9,94 TCF

by boliviasol

La Razón Digital, agencias | La Razón (8 abr)- Las reservas probadas de gas natural de Bolivia suman 9,94 TCF (Trillones de Pies Cúbicos, por sus siglas en inglés), informó el presidente de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), Carlos Villegas, y el ministro de Hidrocarburos y Energía, José Luis Gutiérrez, en una conferencia de prensa realizada en la tarde de hoy en Santa Cruz.

Una nota de prensa de YPFB informa de que las reservas cuantificadas y certificadas del hidrocarburo asciende a 19,9 TCF y cubren toda la demanda generada por el mercado

interno boliviano y los compromisos de exportación con Brasil y Argentina hasta el año 2026, informaron las principales autoridades del sector energético en una conferencia de prensa.

Las cifras dadas a conocer hoy en cuanto a las reservas probadas son la tercera parte de las que venía divulgando en los últimos años el gobierno del presidente Evo Morales, informa la agencia EFE.

De esta manera, las reservas bolivianas cayeron al penúltimo lugar en Latinoamérica, por debajo de los 200 TCF que tiene Venezuela, el primer productor de la región, agrega la agencia UPI. La BBC informa de que Perú tiene 16 TCF; Trinidad y Tobago, 15,3; Argentina 13,2; Brasil 12,9 y Colombia, 4,48.

Los datos dados a conocer hoy corresponden a un estudio hecho en 2010 por la consultora estadounidense Ryder Scott.

Otra consultora, D’Golyer & MacNaugthon, afirmó en 2005 que Bolivia tenía entonces 26,7 billones de pies cúbicos (TCF en el sistema anglosajón) y el segundo lugar regional, después de Venezuela, según EFE.

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.Antes de hablar de las reservas actualmente existentes en el mundo, es indispensable aclarar como se efectúa el proceso de búsqueda de gas natural además de algunos conceptos relacionados con este tema. La búsqueda de gas natural se inicia con exploraciones, que consisten básicamente en realizar perforaciones en zonas donde existen indicios de la existencia de gas. Una vez que algún yacimiento de gas natural es encontrado, el próximo paso es analizarlo de manera de determinar tanto la cantidad como la calidad del gas natural contenido en ese yacimiento, calculándose así la duración de ese yacimiento de acuerdo a la cantidad de gas que tenga y a una estimación del consumo. Una vez que estos análisis son efectuados, el gas natural de ese yacimiento pasa a ser una "reserva probada" de gas natural.

Pero, dado el alto costo que este proceso implica, no todos los yacimientos son analizados. Lo que si se realiza constantemente son perforaciones para localizar yacimientos, de manera de que en el momento que se necesiten probar las reservas, se tengan ubicadas y lo único necesario por realizar sea un análisis de manera de determinar la calidad y la duración del gas natural.

Como norma, las empresas productoras de gas natural deben mantener reservas probadas por lo menos como para cumplir con los contratos de extracción o de suministro que mantenga vigentes.

Respecto a las reservas mundiales de gas natural, éstas son aproximadamente 145 trillones de metros cúbicos estándar, las que están principalmente concentradas en la ex Unión Soviética y en el Medio Oriente. Y dentro de la ex Unión Soviética, Rusia tiene el 85% de esas reservas. En el caso del Medio Oriente, es Irán el país que tiene la mayor cantidad de reservas de esa zona, con un 47%.En el esquema que se presenta a continuación se muestra la distribución por zonas de estas reservas.

Distribución Reservas Mundiales de Gas Natural (1998)Fuente: BP Statistical Review of World Energy 1999

Las reservas mundiales de gas natural aumentaron en más de un 1% en 1998.Este incremento se registró principalmente en el Medio Oriente y en la región de Asia Pacífico.

Mapa Mundial de Reservas Probadas de Gas Natural en trillones de m3 (1998)

Fuente: BP Amoco Statistical Review 1999, www.bpamoco.com

En el siguiente gráfico se esquematiza la distribución mundial de las reservas de gas natural.

CONTINUACIÓN

Dadas las ventajas medioambientales y operacionales imputables al gas natural, es que en el mundo entero su utilización ha ido aumentando año a año. Es así como su participación en la matriz energética mundial, ha aumentado considerablemente en el último tiempo, llegando a proyectarse una participación del 30% para el año 1999. La matriz energética mundial es la matriz que da cuenta de los distintos energéticos utilizados como tales en el mundo.

Estadísticas del gas natural

ReservasConsumo

Los mayores países consumidores de gas natural en el año 1997, eran Estados Unidos y Rusia, con un 28,8% y 15%, respectivamente, del consumo mundial total.

Participación del Gas Natural en la Matriz Energética Mundial

Fuente: Oil & Gas Journal

Participación del Gas Natural en la Matriz Energéticade algunos países de América durante 1997

Fuente: Elaboración INNERGY con datos del BP StatisticalReview of World Energy 1998

Bolivia: Reservas probadas de gas Natural

29 de Abril de 2011, 06:21

La francesa Total anunció el hallazgo de un megacampo de gas natural en el bloque Aquío, ubicado en el departamento de Santa Cruz, muy cerca del límite con Chuquisaca.

La noticia llegó cuando el país encaraba la posibilidad de tener que cortar las ventas de gas al exterior en vista de la dramática caída de las reservas.

Por lo tanto, el anuncio fue recibido con algarabía por parte del Gobierno. El propio presidente Evo Morales estuvo en el festejo organizado por Total en el mismo campamento petrolero.

Los datos de la empresa dicen que la producción inicial, a partir de 2015, sería de 6,5MM m3/d, lo que es un indicio de que el campo no es tan grande como Margarita, nos dijo un experto petrolero.

La empresa dijo que el pozo llegó a los 6.200 metros de profundidad, el más profundo hasta ahora en Bolivia. A esas profundidades hay probabilidades de trampas que perjudiquen el trabajo. El costo del pozo descubridor fue de 70 millones de dólares, el más caro hasta ahora.

Pero antes de hablar de tamaño de las reservas sería bueno perforar por lo menos dos pozos más. Y hacer, en el lapso de tres meses, un estudio detallado para saber si la estructura productora tiene la dimensión que permita hablar de un megacampo.

En cuanto a las reservas totales en el país, hay que recordar que el volumen admitido por el Gobierno, de 9,94 TCF, fue medido hace 16 meses por la Ryder Scott. Sumar a ese dato

obsoleto los probables 2,6 TCF de Aquío es, por lo menos, precipitado.

De todos modos, si se confirmara, sería el primer descubrimiento de un megacampo en este siglo.

Inversionistas asustados

La proximidad del 1 de mayo y los avatares a los que está sometido el presidente de SOBOCE, Samuel Doria Medina, han puesto a los empresarios del país al borde de un ataque de nervios.

Mientras el Gobierno alista reformas a las leyes de comercio, del sistema financiero, de minería y demás, una jueza hace anotaciones preventivas de los bienes de Doria Medina por una presunta deuda de su empresa.

Todo este ejercicio de terror es contradictorio con los anuncios que hace el Gobierno de que se propone alentar las inversiones privadas.

Se preparan congresos y simposios para alentar a los empresarios nacionales y extranjeros a que inviertan en Bolivia y dejen de asustarse por los arrebatos revolucionarios del Gobierno.

Pero por otro lado se anuncian nacionalizaciones de minas, se preparan leyes contra la banca, hay empresarios exiliados, como Humberto Suárez Roca.

Para resolver el problema creado por la incertidumbre en que queda la industria del cemento, el Gobierno sólo atina a anunciar que importará el producto.

Para alentar a las inversiones habría que cambiar la actitud del Gobierno y de sus jueces.

CAUSA

Aumenta la demanda de gas natural de Argentina

La demanda argentina de gas natural obliga a ese país a importar en este momento 9,9MM m3/d de gas natural licuado de ultramar y 6,4MM m3/d de gas boliviano, en promedios diarios.  

EFECTO

Las transnacionales se interesan en exploración

La empresa Total se esforzó en perforar el pozo en el campo Aquío porque sabe que hay un mercado seguro para el gas natural, que es el argentino. Cuando hay mercado, hay inversión.

El Gobierno dice que debe aplicar una política de austeridad y por eso no ofrece mayores

aumentos de salario y se niega a pagar más a los jubilados, que marchan hacia La Paz.

Sin embargo, la Dirección de Aeronáutica Civil acaba de comprar, sin licitación, unas oficinas que le costaron 2,5 millones de dólares en la avenida Arce.

Mercosur asusta a UEUn estudio de Unión Europea dice que cualquier acuerdo comercial con el Mercosur significaría pérdidas de hasta 3.000 millones de dólares para sus propios agricultores. Los principales perjudicados serían los productores de carne vacuna de irlanda, el Reino Unido y Francia, que no podrían competir con las exportaciones.    Brasil asusta a USALos acuerdos comerciales y el potencial exportador de Brasil ha llamado la atención del senado de Estados Unidos. Una comisión del Senado ha pedido un estudio para encontrar la forma en la que los agricultores estadounidenses puedan mantenerse competitivos ante el auge en las exportaciones brasileñas.

Un nuevo bloqueEl nuevo pacto comercial firmado, entre: México, Chile, Colombia y Perú podría ser el nacimiento del mayor bloque comercial de la región. Según Perú, el comercio entre estos países es de 6.000 millones de dólares anuales, según México podría ser de 9.000 millones. Colombia dice que es una alternativa a la debilitada CAN.

DATOS

InversiónSegún YPFB, la Total podría invertir hasta 800 millones de dólares en desarrollar el campo de Incahuasi, donde se encuentra el poso de Aquío. 

TotalLa empresa francesa aún no ha dado un pronunciamiento oficial a nivel mundial y su sitio en internet aun no menciona el nuevo descubrimiento.

GarantíasSegún, United Press International, la gigante minera Estadounidense, Coeur d'Alene dice haber “recibido garantías de la administración de Morales que su mina San Bartolomé, no será sometida a las nacionalizaciones propuestas”. Minería“A pesar de su urgente necesidad de inversión y expertos extranjeros, Bolivia ha ahuyentado emprendedores extranjeros con sus erráticas e impredecibles decisiones de nacionalizar empresas que parecen haber molestado a la administración de Morales”, dice la nota de UPI.

Lo buenoEs que el Ministerio de Minería hizo alusión a nuestra denuncia de que el Gobierno boliviano decidió vender estaño metálico a Venezuela a menos de la mitad de precio,

desmintiendo la noticia.    Lo maloEs que el anuncio sobre los volúmenes y los precios fue hecho por el propio gerente general de la Empresa Metalúrgica Vinto, Ramiro Villavicencio, como se publicó en todos los medios nacionales y venezolanos.    Lo feoEs que toda la operación que menciona la venta de 750 T de estaño metálico a un precio de 10,5 millones de dólares (menos de la mitad del precio de mercado) sigue figurando en los 18 acuerdos suscritos por Morales y Chávez en Cochabamba.

Gas natural - reservas comprobadas: 750,4 miles de millones metros cúbicos (1 January 2010 est.)

AñoGas natural - reservas

comprobadasPosición

Cambio Porcentual

Fecha de la Información

2003 727.200.000.000 27 January 2002 est.2004 727.200.000.000 27 0,00 % 1 January 20022005 727.200.000.000 27 0,00 % 1 January 20022006 679.600.000.000 30 -6,55 % 1 January 20022007 679.600.000.000 30 0,00 % 1 January 2005 est.2008 750.400.000.000 29 10,42 % 1 January 2008 est.2009 750.400.000.000 29 0,00 % 1 January 2008 est.2010 750.400.000.000 29 0,00 % 1 January 2010 est.2011 750.400.000.000 29 0,00 % 1 January 2010 est.

Definición: Esta variable es la cantidad total de reservas comprobadas de gas natural en metros cúbicos. Reservas comprobadas son las cantidades de gas natural que, mediante el análisis de datos geológicos y de ingeniería, se pueden estimar con un alto grado de confianza que pueden ser recuperables comercialmente a partir de una fecha determinada, de yacimientos explorados, y bajo las condiciones económicas actuales.

Fuente: CIA World Factbook - A menos que sea indicado, toda la información en esta página es correcta hasta el 11 de marzo de 2011

Ver También

Gráfico de Gas natural - reservas comprobadas por año Gas natural - reservas comprobadas - Gráfico Comparativo Gas natural - reservas comprobadas - Mapa Comparativo

Gas natural - reservas comprobadas (metros cúbicos)

Country 2002 2003 2005 2008 2010

Bolivia 679.600.000.000 727.200.000.000 679.600.000.000 750.400.000.000 750.400.000.000

PosiciónPaísGas natural - reservas comprobadas (metros cúbicos)1Rusia47,570,000,805,8882Irán29,609,999,466,496

3Qatar25,469,999,120,384 4Turkmenistán7,503,999,926,272 5Arabia Saudí7,460,999,921,664 6Estados Unidos6,927,999,827,968 7Emiratos Árabes Unidos6,071,000,236,0328Nigeria5,246,000,037,888 9Venezuela4,982,999,875,584 10Argelia4,502,000,238,592

11Iraq3,169,999,912,960 12Australia3,115,000,004,608 13China3,030,000,074,75214Indonesia3,000,999,870,464 15Kazajistán2,406,999,916,544 16Malasia2,350,000,111,

616 17Noruega2,313,000,058,880 18Uzbekistán1,840,999,956,480 19Kuwait1,797,999,951,872 20Canadá1,753,999,998,976 21Egipto1,655,999,954,944 22Libia1,538,999,975,936 23Países Bajos1,416,000,045,056 24Ucrania1,104,000,057,344 25India1,074,999,984,12826Omán849,499,979,776 27Azerbaiyán849,499,979,776 28Pakistán840,200,028,160 29Bolivia750,399,979,520 30Vietnam680,000,028,672 31Yemen478,499,995,648 32Perú453,000,003,584 33Trinidad y Tobago436,100,005,888 34Argentina398,399,995,904 35Brunéi390,800,015,36036Brasil364,200,001,536 37México359,700,004,864 38Tailandia342,000,009,216 39Reino Unido292,000,006,144 40Birmania; Myanmar283,199,995,904 41Angola271,799,992,32042Siria240,699,998,208 43Papúa-Nueva Guinea226,500,001,792 44Timor Oriental199,999,995,90445Bangladesh195,400,007,680 46Alemania175,599,992,832 47Polonia164,800,004,096 48Camerún135,099,998,208 49Mozambique127,400,001,536 50Colombia112,000,000,000 51Filipinas108,700,000,25652Chile97,970,003,968 53Bahráin92,030,001,152 54Congo90,609,999,872 55Sudán84,949,999,61656Cuba70,789,996,544 57Italia69,830,000,640 58Túnez65,130,000,384 59Rumania62,999,998,464 60Namibia62,290,001,920 61Dinamarca61,299,998,720 62Ruanda56,630,001,66463Corea del Sur49,999,998,976 64Afganistán49,550,000,128 65Serbia48,140,001,28066Guinea Ecuatorial36,809,998,336 67Nueva Zelanda33,980,000,256 68Croacia30,580,000,768

69Israel30,439,999,488 70Costa de Marfil28,320,000,000 71Mauritania28,320,000,00072Gabón28,320,000,000 73Etiopía24,920,000,512 74Austria24,800,000,000 75Ghana22,649,999,360 76Japón20,899,999,744 77Eslovaquia14,160,000,000 78Irlanda9,911,000,064 79Georgia8,495,000,064 80Hungría8,097,999,872 81Ecuador7,984,999,936 82Francia7,079,000,064 83Tanzania6,512,999,936 84Taiwán6,229,000,192 85Turquía6,088,000,000 86Jordania6,031,000,064 87Kirguizistán5,663,000,064 88Bulgaria5,663,000,064 89Somalia5,663,000,064 90Tayikistán5,663,000,064 91República Checa3,072,000,000 92Guatemala2,960,000,00093Bielorrusia2,832,000,000 94España2,548,000,000 95Marruecos1,500,999,936 96Benín1,132,999,936 97República Democrática del Congo991,100,032 98Grecia991,100,03299Albania849,500,032 100Barbados113,300,000 101Sudáfrica27,160,000 102Macao174,000103Moldavia0 104Mongolia0 105Montserrat0 106Malaui0 107Montenegro0 108Macedonia0 109Malí0 110Corea del Norte0 111Kiribati0 112Kenia0 113Laos0 114Líbano0115Lituania0 116Liberia0 117Guinea0 118Guyana0 119Haití0 120Hong Kong0121Honduras0 122Islandia0 123Guam0 124Jamaica0 125Lesoto0 126Luxemburgo0 127Mau

ricio0 128Madagascar0 129Malta0 130Maldivas0 131Nueva Caledonia0 132Niue0133Níger0 134Vanuatu0 135Paraguay0 136Guinea-Bissau0 137Panamá0 138Portugal0139Nepal0 140Nauru0 141Surinam0 142Nicaragua0 143Botsuana0 144Bermudas0 145Bélgica0 146Bahamas0 147Armenia0 148Samoa Americana0 149Aruba0 150Antigua y Barbuda0151Burundi0 152Camboya0 153Chad0 154Sri Lanka0 155Belice0 156Bosnia y Hercegovina0157Islas Salomón0 158Bután0 159Finlandia0 160Fiyi0 161Islas Malvinas0 162Islas Feroe0163Polinesia Francesa0 164Estonia0 165Eritrea0 166El Salvador0 167Gambia0 168Gibraltar0

169Granada0 170Groenlandia0 171Yibuti0 172Dominica0 173República Dominicana0174Cabo Verde0 175Islas Cook0 176Costa Rica0 177República Centroafricana0 178Islas Caimán0 179Comoras0 180Santa Helena0 181Eslovenia0 182Sierra Leona0 183Singapur0184San Pedro y Miquelón0 185San Cristóbal y Nieves0 186Seychelles0 187Puerto Rico0188Santa Lucía0 189Suecia0 190Suiza0 191Islas Turcas y Caicos0 192Tonga0 193Togo0194Santo Tomé y Príncipe0 195Uganda0 196Burkina Faso0 197Uruguay0 198West Bank0199Sáhara Occidental0 200Samoa0 201Suazilandia0 202San Vicente y las Granadinas0203Islas Vírgenes Británicas0 204Zambia0 205Zimbabue0 206Islas Vírgenes Americanas0

RESERVAS DE PETROLEO Y GASEnviado por jpazcona

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1. Conceptos Generales. 2. Reservas en la Argentina y en el mundo

Conceptos Generales.

Se entiende por reservas de petróleo y gas de un yacimiento al volumen de hidrocarburos que será posible extraer del mismo, en condiciones rentables, a lo largo de su vida útil. Para determinarlas lo primero que se debe saber es cuánto petróleo y/o gas contiene el yacimiento, lo que se conoce como el "petróleo original en situ" (OOIP). Este cálculo obliga al conocimiento de:

el volumen de roca productora; la porosidad de esta roca, que es el espacio intersticial disponible; la saturación de agua de estos espacios, porcentaje de poros ocupados por el agua; la profundidad, presión y temperatura de las capas productivas.

Toda esta información se obtiene sólo luego de perforar uno o más pozos que delimiten el yacimiento, lo que permite además tomar los registros y las muestras necesarias.

La reserva de un yacimiento es una fracción del "petróleo original in situ", ya que nunca se recupera el total del petróleo existente. Para establecerla hay que conocer cuál será el factor de recuperación del yacimiento, factor que implica conocer el tipo de empuje del yacimiento, agua/gas; su presión; permeabilidad de la roca; medida de la transmisibilidad entre los poros de la roca y la forma de explotación. Para la obtención de estos datos se efectúa un seguimiento del comportamiento del yacimiento a través de diversas pruebas y ensayos, lo que conlleva un tiempo considerable y una importante inversión económica. El valor resultante de esta fracción varía entre un 15% y un 60% del total del petróleo existente.

Una vez que se conocen la delimitación territorial y características del yacimiento y las reservas que contiene, llega el momento de planificar su desarrollo, o sea definir cuántos pozos de producción se van a perforar, qué tipo de pozos, si se va a inyectar agua o gas para mejorar la recuperación, qué tipo de instalaciones de superficie son necesarias, cuánta gente hará falta para su operación y cuál es el costo de esas inversiones y gastos, para definir si la explotación del yacimiento es viable económicamente.

El desarrollo de un yacimiento consiste, básicamente, en la perforación de pozos que lleguen al reservorio y extraigan el petróleo que éste contiene. Es claro que un yacimiento en producción genera gastos (energía eléctrica, salarios del personal, mantenimiento, etc); si en determinadas condiciones o momentos el costo de producción supera a lo que se obtiene por las ventas, el yacimiento deja de ser viable económicamente y, en consecuencia, se detiene la producción; precisamente, el petróleo o gas no extraído por consecuencia de ello, no constituye parte de las reservas.

En función del grado de seguridad que se tenga en cuanto a la existencia del yacimiento y su volumen comercialmente recuperable, las reservas pueden ser agrupadas en:

Comprobadas (o Probadas), Probables y Posibles.

Las reservas comprobadas pueden ser definidas como aquellas cantidades de petróleo y/o gas que se estima pueden ser recuperadas en forma económica y con las técnicas disponibles, de acumulaciones conocidas (volúmenes in situ) a partir de los datos con que se cuentan en el momento de la evaluación.

Las reservas comprobadas pueden a su vez dividirse en "comprobadas desarrolladas", que se esperan recuperar mediante los pozos y las instalaciones de producción existentes, y en "comprobadas no desarrolladas", que se esperan recuperar de pozos a perforar e

instalaciones de producción a emplazar y de las cuales se tiene un alto grado de certidumbre ya que se ubican en yacimientos conocidos.

Las reservas probables pueden definirse como aquellas a los que tanto los datos geológicos como de ingeniería dan una razonable probabilidad de ser recuperadas de depósitos descubiertos, aunque no en grado tal como para considerarse comprobadas.

Son también comunes los términos reservas posibles y recursos potenciales o especulativos. Tales términos demuestran un importante grado de incertidumbre en cuanto a su existencia, por lo que se expresan en intervalos y responden al conocimiento geológico de una cuenca sedimentaria.

Reservas en la Argentina y en el mundo

La formación de hidrocarburos demanda millones de años y la humanidad se encargará de consumirlos tan sólo en trescientos años, por lo que se los considera recursos no renovables. Es por ello que la continua búsqueda de nuevas reservas hace avanzar rápidamente la tecnología que, en forma económica, permite explorar nuevas fronteras geológicas y tecnológicas, tanto en la tierra como bajo aguas cada vez más profundas y hasta hace poco tiempo inaccesibles.

El avance de nuevas tecnologías impulsa el desarrollo de operaciones sofisticadas para el hallazgo de hidrocarburos en áreas que, en su momento, habían sido dejadas de lado por el alto grado de incertidumbre en cuanto a la existencia de petróleo y/o gas; para la optimización de la recuperación de petróleo in situ, incrementando cada vez más el factor de recuperación de los mismos.

Una importante evidencia de lo anteriormente expuesto lo constituye la industria petrolera en Argentina: en el período 1988-2000 la producción de petróleo aumentó de 26,1 a 44,7 millones de metros cúbicos al año, en el mismo lapso las reservas comprobadas crecieron de 362,5 a 472,8 millones de metros cúbicos, reduciéndose así el horizonte de disponibilidad de aproximadamente trece (13) a diez (10) años. Esto significa que en los últimos años se ha registrado un fuerte aumento en la producción acompañada de una disminución de la actividad exploratoria con la consecuente reducción de las reservas. Las reservas probables, a diciembre de 2000, alcanzaron los 161,3 millones de metros cúbicos.

En cuanto al gas natural, la Argentina no sólo abastece el creciente consumo del país (es uno de los cinco países que más utiliza el gas como fuente de energía), sino que también se ha convertido en exportador a países vecinos, lo que se ha transformado en una importante fuente de ingresos para su economía. Durante el período 1988-2000, la producción de gas natural totalizó 402.184 millones de metros cúbicos mientras que las reservas comprobadas se han mantenido en el mismo nivel, si comparamos los años extremos del período considerado (en 1988, 773.016 millones de m3 y en 2000, 777.601 millones de m3) lo que ha llevado a una fuerte reducción del horizonte de reservas de 34 a 17 años.

Reservas comprobadas y probables de petróleo y gas natural

por Cuenca al 31/12/00

RESERVAS

Comprobadas Probables

Petróleo Gas Natural Petróleo Gas Natural

Noroeste 30.324,36 153.524,69 8.356,20 60.808,90

Cuyana 34.697,00 733,00 6.775,10 98,00

Neuquina 207.395,48 399.128,12 49.492,06 73.777,98

Golfo San Jorge 173.406,33 39.043,41 75.513,45 21.055,48

Austral 26.957,71 185.179,67 21.126,40 115.782,61

Total 472.780,88 777.608,89 161.263,21 271.522,97

Nota: las reservas de petróleo están dadas en miles de metros cúbicos y las

de gas natural en millones de metros cúbicos.

Fuente: Secretaría de Energía y Minería de la Nación/ www.energia.mecon.gov.ar

En el contexto dado por la región de Latinoamérica y el Caribe, según OLADE, Argentina participa o representa el 8,1% de las reservas de gas natural y el 2,1% de las de petróleo, mientras que en lo que hace a la producción, nuestro país representa el 22,8% del total del producido de gas natural en la región y el 8,0% de la de petróleo (estas relaciones porcentuales también traducen el hecho de que en la Argentina se ha dado prioridad a la extracción en detrimento de la exploración).

En el mundo se han producido en los últimos años millones de metros cúbicos de petróleo que han sido compensados por una cantidad aún mayor de reservas incorporadas. Es evidente que el precio del petróleo tiene vital importancia para el desarrollo de la exploración y producción del mismo. Cuando el precio experimenta incrementos se revitalizan yacimientos cuyos costos de extracción son también altos y muchas veces considerados como no económicos. A su vez, posibilita que se invierta cada vez más en la exploración de petróleo y gas, permitiendo que la misma avance hacia las costosas pero cada vez más importantes áreas marginales, tanto desde el punto de vista geológico como tecnológico.

Fig. 1- Reservas Mundiales de Petróleo (Total: 1.068.556 106 bbl )

Fig. 2- Reservas Mundiales de Gas Natural (Total: 151.362 109 m3 )

 

Yacimientos y reservas mundiales

La localización de las reservas mundiales del gas natural se inicia con una serie de exploraciones que consisten en efectuar perforaciones en aquellas zonas donde se presupone su existencia. Posteriormente, cuando el yacimiento de gas natural es encontrado, se analiza para determinar la calidad y la cantidad de gas natural que alberga y su duración. Una vez concluidos estos estudios, el gas natural de ese yacimiento pasa a denominarse reserva probada.

Constantemente se realizan perforaciones para localizar yacimientos, aunque luego no sean analizados debido al alto coste que ello conlleva. De esta manera, no todos los yacimientos llegan a ser reservas probadas.

Reservas probadas en el mundoLas reservas probadas de gas natural en el mundo a principios de 2008 eran de más de 181,9 billones de m3. Las principales reservas están localizadas en Oriente Medio (39,9%) y en Europa Oriental CEI (31,8%), mientras que Europa Occidental sólo posee el 2,9% de las reservas mundiales.

Con los datos disponibles hoy en día las reservas evaluadas de gas natural son suficientes para abastecer al mundo, con un consumo como el de 2007, durante más de 65 años.

Reservas mundiales probadas de gas natural. Evolución por países (billones de m3 )

2006 2007 2008 2009 2010

América del Norte 7,4 7,6 8,4 9,2 9,5

América Central y Sur 7,2 8,0 7,7 7,9 7,9

Europa Occidental 5,8 5,6 6,2 6,1 6,0

Europa Oriental y CEI 57,8 57,9 53,9 54,2 58,9

África 14,2 14,5 14,6 14,8 14,8

Oriente Medio 72,4 73,0 73,9 75,2 77,1

Asia-Oceanía 14,4 15,1 15,5 16,4 20,5

TOTAL MUNDIAL 179,6 181,8 180,0 183,7 194,7

Distribución de reservas, producción y consumo mundial de gas natural (%). Fuente: Sedigas y elaboración propia.

http://www.enagas.es/cs/Satellite?cid=1146232448612&language=es&pagename=ENAGAS%2FENAG_Texto%2FENAG_pintarTextoDescripcion