La tercera certificación de reservas de hidrocarburos

Columna
HABLANDO DE HIDROCARBUROS
Publicado el 18/09/2018

En febrero pasado, YPFB pudo finalmente adjudicar el trabajo de cuantificación y certificación de reservas al 31 de diciembre de 2017 y los resultados fueron dados a conocer por las autoridades el 31 de agosto, fuera de todos los plazos establecidos.

Hay factores enigmáticos en esta certificación, empezando por los términos de referencia (TdR)

La convocatoria de YPFB (código DRCO-CDL-GNAC-153-17) fue adjudicada a la empresa canadiense Sproule y el informe que presentó esta contratista debía llamarse “Cuantificación y certificación de reservas”; sin embargo, los TdR, que fueron ambiguos y laxos, dieron lugar a que se pueda obviar esta terminología, así, bajo el subtítulo 4 del alcance, “Cuantificación y certificación de reservas”, dice textualmente que “la evaluación de reservas se efectuará mediante la aplicación de los métodos más avanzados …”.

Si bien en el Sistema de Administración de Recursos Petroleros (PRMS por sus siglas en inglés), no aparece la palabra “certificación”, se tiene el antecedente de que otras certificadoras, como la Ryder Scott, del año 2009, sí utilizaron la palabra “certificación” en la presentación de sus informes. Sproule prefirió utilizar el término de “evaluación”, que la libera de mayores compromisos en la exactitud de sus afirmaciones. Sólo de forma verbal el vocero de Sproule declaró que “no tenemos ninguna duda en que la certificación se ha hecho de la forma correcta” (01 09 2018 UCOM MH) .

Un segundo aspecto a relievar es que toda la información proporcionada a la contratista sólo provino de YPFB y la discusión de los informes presentados sólo se efectuó con personal de YPFB, así lo establecían los TdR. Las petroleras privadas (Petrobras, Repsol, Shell, etcétera) que supuestamente generan la información primaria y conocen en detalle la geología, y las condiciones productivas de los mayores campos no tuvieron participaron en el trabajo de Sproule. Aquí hay nuevamente una diferencia respecto al trabajo de Ryder Scott, que presentó cuadros comparativos de su versión, de la del operador y la de los socios del operador.

Un tercer episodio sugestivo del proceso de “certificación” fue el viaje de dos ejecutivos de YPFB, el pasado mes de julio, a la sede de la contratista en Canadá. No se informó de los motivos ni de los resultados del viaje, pero resultó llamativo que sean los contratantes quienes se movilicen en lugar de convocar a la contratista para que se presente en las oficinas de YPFB. Es evidente que se viajó para formular alguna solicitud, de lo contario se hubiera actuado al revés.

Los antecedentes anotados crearon el contexto adecuado para que el vocero de Sproule, con mucha libertad, sostenga que la mayoría de las compañías consideran que la suma de las reservas probadas (P1) y las reservas probables (P2) “es el mejor estimado de sus reservas”. La diferencia entre reservas P1 y P2 es clara. Las probadas son aquellas que se espera puedan ser recuperabas con una razonable certidumbre; las probables son las ubicadas en reservorios adyacentes al de las probadas con sólo el 50% de probabilidades de su recuperación. Por eso se llaman probables. La suma de P1 y P2 es sólo un ejercicio contable para abultar las cifras de las compañías o países necesitados.

Veamos los resultados de esta tercera certificación o evaluación de reservas.

En términos de gas hubo una pequeña elevación de 0,25 trillones de pies cúbicos (TCF) en las P1 respecto a la certificación del año 2013. Es pequeña porque ese volumen adicional ya se consumió entre el 1 de enero y el 12 mayo de este año, o sea que duraron sólo para el consumo de 132 días. A la fecha ya estamos por debajo del volumen certificado el año 2013.

En relación a los líquidos, hubo un incremento de 29,45 millones de barriles (MMBls), volumen que será consumido hasta mediados de agosto del próximo año, si es que la producción de enero no subiera de nivel.

Las dudas sobre el incremento de reservas que posibilitó reponer lo consumido en cuatro años e incluso tener un sobrante de 0,25 TCF, han surgido a raíz de la falta de nuevos descubrimientos desde 2013. De acuerdo a la información del Ministerio de Hidrocarburos, en los últimos cuatro años se consumieron tres TCF de gas.

Por el informe de Sproule se sabe que las reservas probables y posibles tuvieron una caída de 3,65 TCF respecto a las cifras del año 2013 y se podría razonablemente suponer que, gracias a las inversiones efectuadas en los últimos años, de este volumen, 3,25 TCF (3 TCF + 0,25 TCF), pudieron subir de categoría para poder re calificarse como reservas probadas.

Si bien es dudoso que podamos conocer el informe completo de Sproule, éste tendrá que ser presentado a los negociadores brasileros para poder firmar los nuevos contratos. Por esto, más vale que sea un informe bien sustentado.

 

 El autor es ingeniero químico y petroquímico.

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