El futuro de la producción petrolera de Arabia Saudita

El futuro de la producción petrolera de Arabia SauditaSource: Foro Internacional, Vol. 20, No. 2 (78) (Oct. - Dec., 1979), pp. 343-382Published by: El Colegio De MexicoStable URL: http://www.jstor.org/stable/27754864 .

Accessed: 15/06/2014 15:45

Your use of the JSTOR archive indicates your acceptance of the Terms & Conditions of Use, available at .http://www.jstor.org/page/info/about/policies/terms.jsp

.JSTOR is a not-for-profit service that helps scholars, researchers, and students discover, use, and build upon a wide range ofcontent in a trusted digital archive. We use information technology and tools to increase productivity and facilitate new formsof scholarship. For more information about JSTOR, please contact [email protected].

.

El Colegio De Mexico is collaborating with JSTOR to digitize, preserve and extend access to ForoInternacional.

http://www.jstor.org

This content downloaded from 185.2.32.110 on Sun, 15 Jun 2014 15:45:07 PMAll use subject to JSTOR Terms and Conditions

http://www.jstor.org/action/showPublisher?publisherCode=colmex

http://www.jstor.org/stable/27754864?origin=JSTOR-pdf

http://www.jstor.org/page/info/about/policies/terms.jsp


OCT-DIC 79 DOCUMENTOS 343

Paralelamente, M?xico requerir? maquinaria para expander sus industrias caracterizadas por el uso intensivo de mano de obra.

En pocas palabras, la imagen de un T?o Sam, con el sombrero en la mano, suplicando a M?xico que abra las llaves del petr?leo y el gas natural, son

simplemente una representaci?n err?nea de la verdadera situaci?n. Ambos

gobiernos, el de M?xico y el de los Estados Unidos, tendr?n que trabajar juntos durante un buen n?mero de a?os si es que ambas naciones desean

lograr los beneficios de sus respectivos recursos. Las actuales tendencias del intercambio comercial bilateral cambiar?n y

ambas nacianes deben comprender que las aflicciones a corto plazo produ cidas por esos cambios pueden redundar en beneficios mutuos. Los objetivos que a largo plazo tiene previsto M?xico para su bienestar y los deseos de Estados Unidos por trasladar sus vitales l?neas de abastecimiento de petr? leo del Golfo P?rsico al Golfo de M?xico, requieren seguramente el traba jar juntos por el beneficio de todos.

El futuro de la producci?n petrolera de Arabia Saudita

Informe al Subcomit? de Pol?tica Econ?mica Internacional del Comit? de Relaciones Exteriores del Senado de los Estados Unidos de Am?rica

Prefacio

Es esencial para la formulaci?n de una pol?tica energ?tica realista por par te de los Estados Unidos, el tener una comprensi?n precisa de los hechos respecto a las capacidades y limitaciones futuras de la producci?n petrole ra. Con ese objetivo en mente, el grupo de trabajo del Subcomit? de Po l?tica Econ?mica Internacional del Comit? de Relaciones Exteriores del Senado de los Estados Unidos de Am?rica, ha llevado a cabo a lo largo del a?o pasado un estudio intensivo de las consideraciones t?cnicas y finan cieras que han de jugar un papel rector en la determinaci?n de los nive les de producci?n que pueden esperarse de los campos petroleros de Ara bia Saudita. Esta naci?n, como poseedora de las reservas petroleras m?s

grandes del mundo, desempe?a un papel fundamental en los c?lculos de la energ?a mundial.

La investigaci?n y este informe en particular se concentran sobre las consideraciones esencialmente t?cnicas, conservacionistas y financieras que est?n afectando la producci?n petrolera de Arabia Saudita. Esas conside raciones han tenido un efecto significativo sobre los planes para reducir



344 documentos Fl XX?2

los niveles presentes y futuros de la producci?n y capacidad de los yaci mientos sauditas.

Otros factores diferentes a los ya anotados han desempe?ado y proba blemente seguir?n desempe?ando un significativo papel en las decisiones finales tendientes a determinar el nivel de la producci?n petrolera de Ara bia Saudita. Los hechos descubiertos a lo largo de la investigaci?n y asen tados en este informe demuestran la existencia de factores t?cnicos y de otro orden, que indican que las predicciones optim?sticas sobre una alta

expansi?n de la producci?n petrolera son, en el mejor de los casos, proble m?ticas, y no pueden ser abiertamente sustentadas como un elemento en la formulaci?n de la pol?tica energ?tica de Estados Unidos para las pr? ximas dos d?cadas.

Introducci?n y Resumen

La producci?n petrolera de Arabia Saudita ha sido reconocida como un elemento cr?tico en la definici?n del futuro de la oferta petrolera.* His

t?ricamente, el mundo ha dependido de Arabia Saudita para mantener un margen de capacidad ociosa que pueda ser utilizada en cualquier mo mento de demanda creciente, o bien guardada en caso de que baje la de manda. En la mayor?a de los casos, durante los ?ltimos cinco a?os, Arabia Saudita ha sido capaz de jugar ese papel. Sin embargo, cuando Ara bia Saudita ha alcanzado los l?mites de su capacidad plena de producci?n

?mientras la demanda se manten?a fuerte? el resultado ha sido una ca? da temporal de la oferta y una importante alza de precios. Por ejemplo, en diciembre de 1978 Arabia Saudita no ten?a capacidad ociosa en su pro ducci?n y poco pudo hacer para moderar las alzas de precios acordados

por la opep para 1979. En el primer trimestre de 1979 el pa?s se encontraba

produciendo, casi a niveles de plena producci?n, aproximadamente 9.8 mi llones de barriles diarios, para compensar as? la p?rdida de la oferta del pe tr?leo iranio. Sin embargo, en el periodo previo de la crisis iran?, y tenien do una capacidad ociosa de 2.0 a 2.5 mbd, Arabia Saudita no fue capaz de cubrir la brecha causada en los niveles de la oferta por la suspensi?n de

exportaci?n iran? de 4.5 a 5 millones de barriles diarios (mbd) hasta que Ir?n reanud? sustancialmente sus exportaciones.

A?n estimando que Arabia Saudita tiene acumuladas las reservas co nocidas m?s fabulosas de petr?leo en el mundo actual, hay consideracio nes t?cnicas, econ?micas y de orden conservacionista que afectar?n el fu turo de las decisiones sobre la producci?n. Esas tres consideraciones defin?

* La producci?n de la Zona Neutral actualmente de casi 0.3 mbd no ha sido con

siderada como parte de la producci?n Saudita a lo largo de este an?lisis.




r?n, en gran parte, los par?metros de decisi?n; pero no predicen, sin em

bargo, cu?l de los niveles de producci?n ser?a el m?s deseable o el m?s

probable. Fallar en el entendimiento de esos par?metros que gobiernan las decisio

nes sobre el futuro de la producci?n, inducir?a a los Estados Unidos a in

terpretarlas err?neamente o bien volver a depender irracionalmente de vo l?menes infinitos de petr?leo saudita como el satisfactor de sus necesidades de energ?a.

Este informe detalla los par?metros t?cnicos, econ?micos y conservacio nistas que afectar?n las decisiones sobre el futuro de la producci?n petrole ra de Arabia Saudita. El efecto que sobre las decisiones de producci?n pue da tener la inquietud saudita respecto a la erosi?n que la inflaci?n ocasiona a sus ingresos petroleros, as? como tambi?n la expansi?n ?ptima que pue da alcanzar el proceso de industrializaci?n dadas las realidades sociales y econ?micas, est?n fuera del alcance de este Informe. Tampoco se preten de en este trabajo evaluar factores pol?ticos, diplom?ticos y de seguridad, que pudieron tener fuerte conexi?n en las decisiones respecto a futuros ni veles de producci?n.

Basados en informaci?n reunida por el Grupo del Comit? a lo largo del a?o pasado, se hace evidente que los Estados Unidos no deben fincar sus

planes de energ?a en la premisa de que Arabia Saudita como proveedor residual, producir? suficiente petr?leo como para surtir las necesidades de Estados Unidos o de la econom?a mundial en las pr?ximas dos d?cadas, a las tasas anticipadas de consumo petrolero. Las metas de producci?n pe trolera saudita a largo plazo han sido fijadas en 12 millones de barriles diarios. Tres consideraciones pueden demorar o hacer cambiar esta deci si?n. En primer lugar tasas tan altas de producci?n requieren grandes in versiones de alto costo y podr?an no ser mantenidas durante largo tiempo por el gobierno saudita. En segundo lugar hay, actualmente, ciertas res tricciones t?cnicas para el incremento de producci?n en algunos campos petroleros espec?ficos. En tercer lugar hay una fuerte corriente conserva cionista del recurso energ?tico en Arabia Saudita.

La decisi?n saudita de fijar la producci?n en 12 mbd estuvo significa tivamente influenciada por la conclusi?n de que tasas m?s altas de pro ducci?n requerir?an costos?simas inversiones y que podr?an no ser sosteni das por un periodo aceptable al gobierno. El nivel de producci?n petrole ro que puede ser sostenido hasta un punto que empieza a declinar hacia

niveles m?s bajos es conocido como 4'plateau".*

* Una manera de medir tiempos en niveles estables de determinada producci?n y que sirve para facilitar el planeamiento de recursos diversos.



346 documentos FI XX?2

El "plateau" que la aramco* usa ahora como base para sus planes in dica que una tasa de producci?n de 12 (mbd) podr?a sostenerse por 15 a

20 a?os, antes de declinar irreversiblemente. Este periodo es considerado como inc?modamente corto por el gobierno Saudita. Tasas m?s altas de

producci?n como 16 (mbd), podr?an ser sostenidas por poco tiempo antes de que la producci?n empiece a declinar. M?s a?n, el panorama de nue vos descubrimientos petroleros en el pa?s es bastante incierto. Adicional

mente, problemas t?cnicos han venido complicando la administraci?n de los

campos petroleros desde comienzos de los a?os setentas. Tomando en cuenta todos esos factores, los Estados Unidos ser?an im

prudentes si decidieran fincar sus planes en los proyectos sauditas de in crementar su producci?n a tasas superiores a 12 mbd. La meta saudita de

lograr una capacidad de producci?n de 12 mbd para 1987 es una variaci?n

importante de los planes, mismos que preve?an alcanzar una capacidad de 16 mbd para 1983.

El grupo investigador del Comit? no encontr? ninguna evidencia de que las metas de producci?n a largo plazo hayan sido definidas por el gobier no saudita como un medio de expresar su descontento o para cambiar las

pol?ticas que naciones consumidoras tienen sobre el Medio Oriente, inclu

yendo a los Estados Unidos. Las restricciones futuras de la capacidad de producci?n petrolera en Ara

bia Saudita a?aden una urgencia sin precedentes a los esfuerzos que tanto Estados Unidos como otras naciones consumidoras deben desarrollar para dise?ar pol?ticas energ?ticas m?s efectivas. Un planeamiento nacional po dr?a mitigar o alternar las dificultades inherentes a un periodo de transi ci?n hacia una econom?a menos dependiente del petr?leo. Los Estados Uni dos est?n r?pidamente acerc?ndose a esa meta, previ?ndose que lo lograr? a finales de los a?os ochenta, cuando la capacidad mundial para producir petr?leo es probable que sea rebasada por la creciente demanda petrolera.

La capacidad productora de petr?leo en Arabia Saudita

En el comienzo de los a?os setentas la aramco tuvo la intenci?n de insta lar una capacidad de producci?n para niveles tan altos como 20 mbd pa ra comienzo de los ochentas. Conforme el tiempo pasaba y la demanda crec?a lentamente, la meta fue disminuida a 16 mbd que se pens? se al canzar?a en 1983. Pero en octubre de 1977 Arabia Saudita dispuso cam

* The Arabian American Oil Company (aramco) es actualmente una empresa

propiedad del gobierno saudita y cuatro empresas petroleras americanas ?Exxon.

Texaco, Mobil Oil y Standard Oil Company of California (sogal). El gobierno es

due?o del 60% y las compa??as americanas del 40% restante.




biar esa meta e impuso restricciones financieras que difer?an hasta despu?s de 1986 el tiempo cuando este nivel de producci?n ser?a alcanzado. La me ta para un futuro no definido ha sido fijada en 14 mbd como capacidad f?sica de producci?n o bien s?lo en 12 mbd como capacidad m?xima sos tenida.*

Para prop?sitos de planeamiento, el concepto de "capacidad m?xima sostenida" es el m?s relevante, ya que expresa la cantidad de petr?leo que puede producirse en un periodo m?s estable.

El fondo de esta disminuci?n de las metas futuras de producci?n, ha si do la resoluci?n de Arabia Saudita de mantener la producci?n de sus cam

pos petroleros a niveles sostenidos por un periodo tan largo como sea po sible. Esta decisi?n de limitar la producci?n a largo plazo a 12 mbd estuvo influenciada por el hecho de que tasas de producci?n m?s altas no po dr?an ser sostenidas por mucho tiempo y por los problemas t?cnicos que han venido afectando la administraci?n de los campos petroleros.

Arabia Saudita ha enunciado frecuentemente su inquietud porque la

riqueza petrolera se mantenga disponible para las futuras generaciones. En un discurso del 19 de abril de 1978 el Pr?ncipe Fahd, reenfatiz? la im

portancia que los sauditas asignan a este legado:

Arabia Saudita ha trabajado y sigue trabajando con sinceridad y buena fe, para proveer niveles apropiados de producci?n petrolera y de gas, como una

expresi?n de sus sentimientos de responsabilidad para con la comunidad inter

nacional, pero nuestros sentimientos de responsabilidad para nuestras futuras

generaciones, tambi?n nos reclama una cuidadosa consideraci?n y el estable cimiento de un balance bien calculado entre el presente y el futuro.

El mensaje del Pr?ncipe Fahd a las naciones consumidoras fue el de que deben reducir sus patrones de consumo y encontrar fuentes alternativas de

energ?a. El legado, a las futuras generaciones, obviamente ser? tan grande como le permita una tasa de producci?n sostenida por un largo periodo antes de que decline. Gomo operador petrolero, Arabia Saudita escoger?a

* La capacidad f?sica de producci?n se refiere a la capacidad total instalada de

petr?leo y gas separando las plantas, oleoductos y terminales; la capacidad f?sica actual es de aproximadamente 12.8 mbd. La capacidad m?xima sostenible representa la capacidad de producci?n a su m?s alto nivel que puede ser f?sicamente sostenida durante varios meses, usualmente o seis o m?s meses; aproximadamente 9.8 mbd fue la cifra estimada en ese sentido para el primer trimestre de 1979. La capacidad

m?xima de producci?n sostenida, toma en cuenta la experiencia en el manejo ope racional de todo el sistema de producci?n y es generalmente el 90 a 95% de la capa cidad f?sica de producci?n. Pero no necesariamente significa que es una tasa pru dente de producci?n que marque el punto en donde los pozos petroleros puedan da ?arse. "Surge capacity" representa el nivel al que puede producirse por corto tiempo (m?ximo algunas semanas).



348 documentos Fl XX?2

una tasa de producci?n sostenida (plateau) que optimice el valor de los

ingresos y el rendimiento de los yacimientos. El tiempo que pueda sos tenerse una tasa de producci?n depender? del monto de las reservas, el nivel de producci?n consistente con la pr?ctica prudente de producci?n y del nivel de capital invertido.

Hace algunos a?os Arabia Saudita estuvo bajo la premisa de que tasas de producci?n de 20 mbd podr?an ser sostenidas hasta finalizar este siglo. Ahora est? basando sus c?lculos en que tasas de 12 mbd habr?an de soste nerse en igual periodo. Un factor clave en la modificaci?n de los c?lculos

para el planteamiento del desarrollo petrolero, podr?a estar ligado a la constante disminuci?n de los tiempos alcanzados en cada "pico sostenido" de producci?n diaria.

En el caso de Arabia Saudita la extensi?n y nivel de producci?n "plateau" para todo el pa?s, representa la combinaci?n de tasas de diferentes campos petroleros. Debido a que es improbable que dos o m?s campos tengan siem

pre la misma posibilidad de mantener tasas de producci?n "plateau" igua les para un mismo periodo de tiempo, los campos petroleros tienen que ser desarrollados de modo que la producci?n est? cuidadosamente planeada a intervalos para mantener una producci?n "plateau" constante para todo el

pa?s. De modo que, cuando el m?s prol?fico de los campos alcanza su l?mite y punto para iniciar su declive, el campo de m?s peque?a pro ducci?n debe recibir costosas adiciones de capital para incrementar su

capacidad y compensar la p?rdida del primero. En un momento dado, los nuevos campos se ven incapacitados de reponer la producci?n de los vie

jos campos. En ese momento la tasa de alta producci?n sostenida (el "pla teau") del pa?s entero comienza a declinar.

En los estadios iniciales de producci?n petrolera las compa??as tales co mo la aramcOj dise?an un perfil de producci?n para todo el pa?s usando el m?todo conocido como "short hand", para evitar la complejidad e incerti dumbre de un plan a muy largo plazo. El m?todo consiste en seleccionar metas de producci?n y computar el tiempo que podr?a mantenerse antes de alcanzar una tasa preseleccionada que relaciona las reservas petroleras totales con la producci?n anual propuesta ?una relaci?n 20:1 o 15:1 es usualmente escogida para tal fin. Cuando las reservas y la tasa de produc ci?n declinan hasta ese punto, la experiencia mundial ha revelado que la tasa ideal de producci?n (plateau) para todo el pa?s ya no puede ser man tenida por m?s tiempo a menos que se den nuevos descubrimientos o reser

vas adicionales. La aramco ha usado este m?todo en sus esfuerzos inicia

les por dise?ar perfiles de producci?n. Para computar el punto en que eventualmente puede declinar la pro

ducci?n, el referido m?todo es menos seguro o menos preciso que el m? todo de predicciones del modelo de dep?sitos. Esto es porque el primero



ogt-dig 79 documentos 349

comienza con una estimaci?n de reservas y mec?nicamente computa el mo

mento de declinaci?n. Sin embargo el "modelo de dep?sitos" ?usando da tos f?sicos e hist?ricos del rendimiento de los pozos predice tanto el tiempo de declinaci?n como la cantidad de petr?leo finalmente recuperada.

Actualmente los modelos de dep?sitos m?s sofisticados son los aplicados a los campos petroleros de Ghawar, Abqaiq, Berri y Safaniya.* En conse

cuencia, el margen de error en la predicci?n del tiempo de declinaci?n es mucho menor al aplicarse a cuatro campos que representan el 6!% de las reservas probables de aramco, que al aplicarse para determinar el tiem

po de declinaci?n para todo el pa?s. A mediados de 1973, el gobierno Sau dita expres? a la aramco su confianza de que la producci?n petrolera no declinar?a por un largo tiempo y le indic? que lograr una tasa de produc ci?n de 20 mbd sin desperdiciar la riqueza nacional, ni da?ar sustancial

mente las reservas requerir?a un gigantesco programa de exploraci?n. Tam bi?n expres? su temor de que los campos de Abqaiq estaban siendo sobre

explotados, lo que funcionarios de la aramco negaron. A finales de 1973 aramco hab?a fijado dos niveles de producci?n m?xi

ma sostenible, 20 y 25 mbd suponiendo que no se incrementar?an, por des cubrimientos adicionales, las reservas existentes de 245 miles de millones de barriles (el rango m?s alto de la categor?a de reservas posibles). Perfiles de producci?n basados en esos supuestos mostrar?an que los niveles de pro ducci?n m?xima se sostendr?an por 15 y 18 a?os, una vez que esos niveles fueran alcanzados entre inicios y mediados de los a?os ochentas.

El asunto de los niveles m?ximos sostenidos y los tiempos de declinaci?n de la producci?n, reapareci? en 1977. Un nivel de 12 mbd suponiendo re servas de 245 miles de millones fue analizado. El an?lisis concluy? que tal nivel podr?a ser sostenido durante 15 a?os ?de 1985 al a?o 2000? an tes de que empezara a declinar.

Un importante y nuevo factor apareci? en los trabajos de c?lculos: la

siempre creciente cantidad de infraestructura requerida nuevamente para mantener altos niveles sostenidos de capacidad de producci?n. Dentro de siete a?os, despu?s que el nivel ideal de 16 mbd fuera alcanzado, se re

querir?an fuertes inversiones adicionales a la capacidad instalada, solamen te para mantener el nivel. Despu?s de 13 a?os una capacidad f?sica para producir 21 mbd tendr?a que lograrse para tasas de producci?n de 16 mbd.

Poco tiempo despu?s, en 1977, se trabaj? una estimaci?n de cu?ntos a?os

podr?a sostenerse un nivel de producci?n de 12 mbd. Basado en reservas

posibles de 225 a 245 miles de millones de barriles, se encontr? que esta

tasa, m?s baja que las anteriores, podr?a mantenerse durante 36 a?os hasta

* Estos cuatro campos representan el 87% de la capacidad m?xima sostenida de 9.8 mbd durante el primer trimestre de 1979.




el a?o 2014, si se construyera una capacida f?sica para producir 16 mbd

y eventualmente se ampliara a 18.5 mbd. En el a?o 2025, suponiendo, el nivel de producci?n bajo el caso de 12 mbd, ser?a de 8 mbd, siguien do comparativamente la tasa de diferencia de 4 mbd en el caso que fuese 16 mbd. A finales de 1977 las cantidades de fondos disponibles en fuentes inter

nas significaron una restricci?n para la aramco, al mismo tiempo que se tomaba la decisi?n de disminuir las metas de producci?n a largo plazo. La decisi?n estuvo basada aparentemente en el hecho de que la aramco no

podr?a sostener una producci?n de 14 mbd sin tener que recurrir a una

ampliaci?n f?sica de la capacidad de producci?n, que s?lo ser?a usada por cuatro o cinco a?os. As? una capacidad instalada para 20 mbd ser?a nece saria para permitir por largo tiempo una producci?n de 16 mbd. Despu?s que el gobierno tom? la decisi?n de bajar las metas de producci?n a lar

go plazo y de limitarle los fondos disponibles, la aramco dispuso en el ve rano de 1978 elaborar nuevos perfiles de producci?n. Estos, proyectaban expectativas menores de producci?n, as? como los niveles en que ?stas eran sostenibles. En parte fueron el resultado de suponer menores reservas ex

plotables, al cambiar con fines de planeamiento, las categor?as establecidas

para definir las reservas, pas?ndolas de "posibles" a "probables". aramco ha establecido categor?as de reservas petroleras defini?ndolas se

g?n el grado de certidumbre en la recuperaci?n de cada campo petrolero,* inclin?ndose a usar para fines de planeamiento la categor?a de "proba ble" estimada en 177.6 miles de millones de barriles, m?s que continuar usando la de "posible" de 248 miles de millones de barriles porque cree que aqu?lla refleja con mayor precisi?n la cantidad de petr?leo que puede recuperarse de los yacimientos. Si esas estimaciones resultaran m?s tarde conservadoras, entonces los niveles m?ximos sostenidos que se hubiesen fija do a la producci?n ser?an sostenibles por m?s tiempo del indicado en el

plan. Aun si esos nuevos perfiles de producci?n no eran conocidos a finales

de 1977, cuando se tom? la decisi?n de limitar las metas a largo plazo, el cambio de los niveles m?ximos sostenibles de producci?n ha venido a re forzar la decisi?n de reducir el ritmo de crecimiento de la capacidad pro ductiva. Si los perfiles adaptados por la aramco fuesen correctos, Arabia Saudita podr?a ahora adoptar una tasa de 12 mbd para 15 a 20 a?os, de

* Las categor?as son: 1] probadas, 2] probables y 3] posibles. Los t?rminos refle jan las distintas expectativas de las cantidades ?ltimas que pueden ser recobradas en cada campo petrolero, de la m?s cierta (la probada) hasta la menos cierta (la po sible). Las categor?as s?lo se refieren a los campos conocidos y no al petr?leo que no se ha descubierto. Es una pr?ctica normal de las compa??as, en sus pr?cticas de planeamiento, el usar diversas categor?as de reservas.




1985 a 2000-2005. Una tasa de 16 mbd, a alcanzarse en 1990, podr?a sostenerse s?lo por 2 a 7 a?os antes de su declinaci?n en el periodo 1992 1997.

El momento en que Ghawar, el campo petrolero m?s grande del mun

do con el 10% de las reservas mundiales, empieza a declinar, es consigna do como el factor individual m?s importante en el dise?o de un perfil de

producci?n para toda Arabia Saudita. Ghawar aporta actualmente m?s

del 50% de la capacidad nacional y el 37% de sus reservas. Bajo cualquier consideraci?n que se haga sobre gastos de capital y niveles de producci?n, es claro que Ghawar empezar? a declinar en un periodo relativamente corto.

Si suponemos 1) un nivel de producci?n "plateau" combinado de 6 mbd

para Abqaiq (.7 mbd) y Ghawar (5.7 mbd) que es el nivel actual de pro ducci?n de esos campos, 2) un incremento de las inversiones m?s all? de lo actualmente planeado, 3) una tasa de explotaci?n acorde con la esti

maci?n de reservas probables y 4) ning?n descubrimiento significativo de nuevos yacimientos, ni avances tecnol?gicos especiales en las t?cnicas de

explotaci?n, entonces la producci?n agregada de esos dos campos, Abqaiq, Ghawar empezar? a declinar para 1993 y ambos representan cerca del 60% de la capacidad actual sostenible de la aramco.

Arabia Saudita no extender?a el nivel de producci?n m?xima sostenible de Ghawar m?s all? de unos pocos a?os, removiendo las limitaciones de fondos disponibles para las inversiones. Medidas que pueden tomarse para extender el nivel de producci?n m?xima sostenible, incluyen perforaciones adicionales, instalaci?n de equipo artificial para llevar la presi?n y expan si?n de facilidades f?sicas para el tratamiento de aguas saladas e impedir la corrosi?n. A una tasa de 5.3 mbd, la producci?n de Ghawar incluir?a sig nificativas cantidades de petr?leo de las ?reas de Ain Dar/Fazran (1.0 mbd). Shedgun (1.255 mbd) Uthmaniyah Norte (1.9 mbd) y Uthmaniyah Sur (.4 mbd).* Si se suponen inversiones m?s altas que las actuales y se dan los niveles de producci?n antes anotados, entonces el campo de Ain Dar/Faz ran declinar?a a partir de 1922; Shedgum 1922; Uthmaniyah Norte en 1989

y Uthmaniyah Sur en 2004. Si no hubiese limitaciones financieras, los ni veles de producci?n podr?an sostenerse un poco m?s: Ain Dar/Fazran para 1995; Shedgum 1995; Uthmaniyah Norte 1996 y Uthmaniyah Sur 2016.

En los ?ltimos a?os, parte de la producci?n del sur de Ghawar podr?a compensar la ca?da de producci?n de los campos del norte. Sin embargo, s?lo se espera un m?ximo de 1.3 mbd de los campos sure?os de Ghawar, los de Hawiyah y Haradh.

* El promedio de producci?n de esas ?reas del Ghawar en 1977 fueron: Ain Dar 1.3 mbd, Shedgum 1.25; Uthmaniyah Norte 1.65 y Uthmaniyah Sur .4 mmbd.




Otros campos importantes tambi?n empezar?n a declinar en corto pla zo. Abqaiq, con el 8% de la capacidad total actual y 4% de las reservas

"probables", puede sostener una tasa estable de .65 mmbd hasta 1989, bajo ciertas limitaciones en sus inversiones y hasta para 1991 si no se dan esas limitaciones. El promedio de producci?n en 1977 fue para este campo de .85 mmbd.

El campo Berri contiene el 6% de la capacidad actual e igual porcentaje de las reservas. Una vez que alcance su nivel m?ximo sostenido de 0.65 mmbd empezar? a declinar en 1987, si se dan ciertas limitaciones en las inversiones y en 1989 si no se dan esas limitaciones. El promedio de produc ci?n en Berri para 1977 fue de .67. El campo Safaniya, el tercero de los

campos petroleros m?s grandes del mundo, declinar?a en 1994 a tasas pro puestas para su principal dep?sito de 1.575 mbd despu?s de un periodo de 11 a?os de producci?n m?xima sostenida. No se sabe si este nivel podr?a

mantenerse m?s all? de lo previsto, con aplicaci?n de nuevas inversiones. El promedio de producci?n de Safaniya para 1977 fue de 1.05 mbd.

Estos cuatro campos arriba mencionados aportan el 61;% de las reservas

probables de la aramgo y el 87% de la capacidad de producci?n sostenible

para el primer trimestre de 1979, calculada en 9.8 mmbd. A?n bajo supuestos optimistas respecto a los niveles de inversi?n, todos

esos campos con las tasas actuales de producci?n declinar?n antes de que termine el presente siglo. De esta manera, si Arabia Saudita deseara incrementar su capacidad o

bien sostener la capacidad actual m?s all? de 1990, necesitar?a desarrollar

campos adicionales a esos cuatro. Una alternativa a ello ser?a ampliar la

capacidad productiva de Uthmaniyah Norte de 1.9 a 2.6 mmbd. Pero ese incremento llevar?a a la declinaci?n del yacimiento en 1987 mientras que bajo menor producci?n declinar?a entre 1992 y 1996.

Reservas

Una vez que la aramco ha acumulado informaci?n adicional sobre los ya cimientos petroleros y analizado su comportamiento hist?rico, existen posi bilidades de hacer estimaciones m?s precisas sobre la cantidad de petr?leo que puede ser explotada. Este continuo aval?o ha llevado a estimaciones decrecientes de las reservas.

La cantidad de petr?leo que f?sicamente se encuentra en los yacimientos constituye el l?mite te?rico de cu?nto petr?leo puede ser producido. Pero en la pr?ctica, s?lo un cierto porcentaje de ese petr?leo, conocido como "pe tr?leo in situ", puede ser llevado a la superficie. Las caracter?sticas de los



oct-dig 79 documentos 353

dep?sitos y las t?cnicas de producci?n tienen un impacto sustancial en las

cantidades relativas de petr?leo que puede finalmente ser explotado. La cantidad de "petr?leo en sitio" en los yacimientos ya descubiertos es

t? sujeta a peque?as disputas entre los ge?logos de la aramco; sus estima ciones al respecto son de que existen 530 miles de millones de barriles. Cu?nto de esa cantidad ser?a realmente explotada es una cuesti?n sujeta a

mayor discusi?n. El petr?leo recuperable, no el petr?leo en sitio, es lo que se considera

como reservas petroleras. La aramco est? manejando actualmente la cifra de 248.1 miles de millones como reservas "posibles", 177.6 miles de millo nes como "probables" y 110.4 miles de millones como "probadas". Ninguna de esas categor?as de reservas incluye expectativas acerca de futuros descu brimientos. La estimaci?n m?s conservadora de las cantidades recupera bles, es la categor?a de reservas "probadas", que equivale a 31'% del pe tr?leo en sitio de todo el pa?s, aunque las tasas de explotaci?n var?an en cada yacimiento. La estimaci?n m?s especulativa en la categor?a de reser vas "posibles", representa un 52% del petr?leo en sitio. Reservas "proba bles" representa una explotaci?n equivalente al 38% del petr?leo en sitio.

El uso de aval?os de las reservas posibles para describir con mayor ve racidad las cantidades explotables de petr?leo, se remonta al a?o 1973, cuan

do, a mediados del mismo, se present? la discusi?n sobre el sensible tema de las reservas y su agotamiento en el contexto de un an?lisis sobre el com

portamiento de las reservas y el agotamiento de los dep?sitos petroleros del pa?s. La aramco enfatiz? el car?cter "conservador" de sus estimacio nes sobre las reservas y los tiempos que la producci?n a altos niveles podr?a ser sostenida (i.e. 20 mbd). Sugiri? que probablemente las exploraciones incrementar?an significativamente las reservas.

Los temores sauditas de que sus recursos petroleros ser?an agotados a corto plazo contribuyeron a -sensibilizar la decisi?n.

El enfoque de las compa??as petroleras en ese momento combinaba los cuatro diferentes tipos de petr?leo crudo ?usualmente tratados por separa do? porque la producci?n de los crudos ligeros habr?a alcanzado su nivel

?ptimo sostenible en 1978, a tasas anticipadas de producci?n para esa fe cha. Esto habr?a significado que Ghawar ?el m?s grande campo petrolero del mundo? habr?a alcanzado su nivel ?ptimo sostenible para 1978. Las

compa??as decidieron entonces usar, en vez de cifras para cada campo in

dividual, cifras agregadas para todo el pa?s. Este enfoque puso en relevan cia el crecimiento de las reservas a lo largo del tiempo, incluyendo predic ciones optimistas de nuevos descubrimientos derivados de las exploraciones, m?s que enfatizar los niveles ?ptimos sostenibles de la producci?n. M?s

a?n, se decidi? usar la categor?a de reservas "posibles", con un rango de 195 a 245 miles de millones de barriles.




En noviembre de 1973, la aramco elabor? perfiles de producci?n de 20

y 25 mbd, empleando cifras de reservas posibles por un monto de 245 mi les de millones de barriles. Esto se mantuvo hasta los primeros meses de

1978, cuando tuvo lugar la reevaluaci?n de las cifras de reservas nacio nales.

En marzo de 1978 los ingenieros analistas de dep?sitos adelantaron que las bases de planeamiento de las reservas deb?an cambiarse, de "posibles" a "probables". Mientras que la alta gerencia hab?a mantenido el criterio conservador del estimado de las reservas "posibles", consideraciones t?cni cas sugirieron que el uso de la categor?a de reservas probables era un cri terio m?s realista para los yacimientos conocidos.

La evidencia de una cantidad menor de reservas que las consideradas

previamente como "posibles", se fundaba en el comportamiento hist?rico de la producci?n de Ghawar, el m?s grande centro productor de ligeros en Arabia Saudita: los pozos petroleros se estaban contaminando con agua salada antes de lo previsto por los modelos de dep?sitos y la presi?n era cada vez m?s dif?cil de restablecerse.

Sobre esas bases, la alta gerencia de las compa??as que conformaban la aramco concluyeron que las instalaciones f?sicas recolectivas de gas en los

campos del norte de Ghawar operar?an de 5 a 9 a?os a su m?xima ca

pacidad antes de que la producci?n de petr?leo empezara a declinar en el ?rea. Esta informaci?n fue dada al gobierno Saudita en abril de 1977. Tan s?lo un poco antes las compa??as hab?an presentado al gobierno estudios

que mostraban vol?menes adecuados de gas hasta para el a?o 2000. El cambio de disponibilidades de gas se debi? en parte a m?s bajas estima ciones de las reservas. Poco tiempo despu?s de recibido el informe el gobier no tom? la decisi?n de usar la categor?a de reservas "probables" como base de planeamiento de todos los proyectos de desarrollo petrolero.

Las cifras finales de las reservas petroleras especialmente para los cam

pos menos desarrollados en la producci?n de medianos y pesados, pueden ser revisados bien arriba o abajo de las cifras "probables" de la aramco, cuando se cuente con datos sobre campos petroleros individualmente con siderados. Sin embargo, en materia de planeamiento se est? procediendo en todos los casos, como si las reservas probables fueran las que se esperan recuperar o explotar de los yacimientos existentes. Mientras las compa??as que usan el modelo de dep?sito para Ghawar proyectan un nivel de ex

plotaci?n entre reservas posibles y probables, la aramco ha concluido con las evidencias actuales, que las reservas probables de 177.6 miles de millones de barriles son las estimaciones m?s realistas de la cantidad final de petr? leo recuperable. La evidencia que apoya el cambio a reservas probables vie ne principalmente del estudio de los campos del norte de Ghawar, ?rea en la cual puede obtenerse mayor precisi?n en las estimaciones de reservas.




El cambio de posible a probable en un periodo de cinco a?os implica, desde el punto de vista de planeamiento, una significativa reducci?n de 71 miles de millones de barriles de petr?leo. Esta cantidad es mayor a las reservas probables o probadas de cualesquiera de los siguientes grandes productores de petr?leo: Ir?n (60 mm), la urss (40 mm), Estados Uni dos (30 mm), M?xico (30 mm) o China (20 mm). En la medida en que esta modificaci?n en los c?lculos es vista por los funcionarios sauditos como asociada a un decrecimiento en las reservas, contribuir? a reforzar las ten dencias hacia un lento agotamiento de los recursos petroleros.

S?lo en Ghawar, la diferencia entre reservas posibles y probables ?17 miles de millones de barriles? es m?s grande que lo que tienen como reser vas probadas o probables Canad? o Venezuela.

Nuevos descubrimientos en Arabia Saudita

Para el periodo de ocho a?os, 1970-1977, la cantidad de nuevo petr?leo des

cubierto, el cual se clasificar? eventualmente como "reserva" comprobada, se espera no sea igual a la producci?n acumulada en ese periodo. En otras

palabras, aparentemente la aramco produce m?s petr?leo en los campos ya existentes que el que encontrar?a en nuevos yacimientos. De los ocho a?os en s?lo tres de ellos la aramco descubri? nuevos campos cuyas reser vas probadas excedieron la producci?n total de esos a?os. La mayor?a de los reajustes que anualmente hace aramco de las cifras de reservas, resulta de adiciones de campos ya conocidos, m?s que de nuevos descubrimientos. Los reajustes son hechos frecuentemente en el tama?o del campo petrolero o en la tasa proyectada de recuperaci?n, si se obtienen nuevas informacio nes confiables.

En 1977 la aramco agreg? a las reservas probables un total de 3.4 miles de millones, mientras produjo un total de 3.3 miles de millones. De esas reservas adicionales s?lo 136 millones de barriles provinieron de nuevos descubrimientos. Sin embargo, revisiones o ajustes al tama?o de los campos petroleros aportaron 1.0 miles de millones de barriles. Cambios en las tasas

esperadas de explotaci?n de los campos existentes, aportaron 2.2 miles de millones de barriles.

Algunos ejemplos adicionales sirven para mostrar las discrepancias que hay al igualar incrementos en las estimaciones de reserva publicadas con nuevos descubrimientos. En 1970 no se descubri? ning?n nuevo campo petrolero, pero la aramco inform? de un gran incremento neto en las re servas probadas solamente a base de revisiones y ampliaciones en campos existentes. En 1975 la aramco descubri? tres nuevos grandes yacimientos, incrementando sus reservas en cerca de 7 mmb muy arriba de los 2.5 mm.



356 DOCUMENTOS FI XX?2

producidos. Sin embargo, las reservas "probadas" de los tres yacimientos descubiertos fueron s?lo de 500 millones de barriles; los 6.5 mmb restantes fueron de revisiones y ampliaciones en viejos yacimientos.

El pron?stico para futuros descubrimientos en Arabia Saudita es incierto. Los propietarios de las compa??as petroleras no creen que existan vastos

yacimientos por descubrirse. Una compa??a cree que hay reservas poten ciales no descubiertas de 33 mmb en toda Arabia Saudita. Los accionistas

petroleros se sentir?an afortunados, dicen, si entre 1975 y 1980 lograran man tener reservas adicionales probadas de 5 mmb como resultado de nuevos

descubrimientos.

Problemas T?cnicos

Las bajas presiones en los dep?sitos m?s grandes de los yacimientos sau ditas ?el de Ghawar? finalmente corregida luego de seis a?os de esfuer zos y la inquietud acerca de los niveles de producci?n en los otros dos ya cimientos, Abqaiq y Berri, parecen haber reforzado objetivos conservacio nistas del gobierno de Arabia Saudita.

Si se usa como medida de referencia la pr?ctica frecuentemente acepta da como prudente por la industria de producir cuando los niveles de pre si?n en los dep?sitos est?n arriba del punto cr?tico de saturaci?n del gas, habr?a que reconocer que los campos de Ghawar han sido producidos a ni veles de presi?n mucho m?s bajos en algunas de sus ?reas. Si para juzgar las pr?cticas de producci?n aplican los criterios m?s conservadores estable cidos por el gobierno en 1973 (y aceptados por las compa??as^ esto es, que debe producirse cuando la presi?n est? por encima del "bubble point") los resultados son que en Ghawar se ha estado produciendo sin dar cumpli miento a tales mandatos. La mayor?a de las ?reas de Uthmaniyah y Shed

gum han tenido presiones por debajo del bubble point durante largos pe riodos. Las compa??as niegan haber sobreproducido los campos y que ta les limitaciones t?cnicas vayan a impedir a Arabia Saudita alcanzar una

capacidad de producci?n a niveles por encima de 12 mbd. Los standares de presi?n en los dep?sitos, las limitaciones a la produc

ci?n en campos individuales o ?reas dentro de las mismas y a?n la limita ci?n para producir s?lo 65;% de livianos en relaci?n al total de crudos pro ducidos, son reglas establecidas por el gobierno que tienen su base en con

sideraciones fundamentalmente de car?cter t?cnico.

La conclusi?n del gobierno de que Ghawar ha sido sobreproducido ha llevado a la imposici?n o reafirmaci?n de normas de producci?n tendientes a prevenir da?os a los dep?sitos petroleros.

Los problemas t?cnicos son relevantes en la definici?n de los niveles de

producci?n saudita. En primer lugar, problemas t?cnicos no resueltos como




el de la baja presi?n de los dep?sitos3 limitan potencialmente la capacidad actual para producir el petr?leo. En segundo lugar, una constante baja de

presi?n puede resultar en una p?rdida permanente de las reservas petro leras. En tercer lugar, el gerente del dep?sito puede limitar las tasas de

producci?n de campos petroleros espec?ficos a niveles m?ximos preseleccio nados con el objeto de asegurar la mayor recuperaci?n final. Arabia Sau dita ha impuesto tales limitaciones a largo plazo en los campos de Abqaiq y Berri. En cuarto lugar, de persistir, los problemas t?cnicos pueden termi nar por impedir la expansi?n futura de la capacidad de producci?n; al me nos hasta que sean resueltos. (El Ap?ndice A contiene m?s informaci?n detallada que permite una mejor comprensi?n de los asuntos t?cnicos). (El Ap?ndice B detalla las dificultades t?cnicas afrontadas por Arabia Saudi ta de 1973 a diciembre de 1976).

Actualmente los antiguos problemas con los niveles de presi?n en los

dep?sitos petroleros han sido controlados. Salvo peque?as excepciones, las normas que regulan los niveles de presi?n est?n dise?adas para prevenir la recurrencia de esos viejos problemas y no para reflejar problemas ac tuales.

Avances y dificultades t?cnicas recientes

1) Diciembre lo. de 1976 a octubre lo. de 1977

El 15 de diciembre de 1976, los ministros de la opeg reunidos en Doha, Qua tar no lograron concertar un acuerdo sobre nuevos niveles de precio para los crudos y los ligeros ?rabes. Todos los productores de la opep excepto

Arabia Saudita y los Emiratos ?rabes Unidos, acordaron un alza de pre cios del 10% el lo. de enero y un 5% adicional para el lo. de julio de 1977 respectivamente, para un incremento total de 12.7% para todo el a?o. Arabia Saudita y los Emiratos decidieron subir los precios en s?lo 5% para todo el a?o.

Se predijo que los precios tan altos propuestos por otros miembros de la opep los llevar?a a no poder mantenerse dentro del mercado ya que Ara bia Saudita elevar?a su capacidad de producci?n a 11.8 mbd para bajar los precios del mercado. Arabia Saudita producir?a hasta el l?mite de su ca

pacidad de producci?n si el mercado pod?a absorberla. Sin embargo, se hizo evidente que la capacidad "pico" de la aramco era de 9.3 mbd en enero de 1977, ni con mucho parecido a la cifra de 11.8 mbd, m?s que todo debi do a problemas t?cnicos de presi?n en los dep?sitos, n?mero inadecuado de pozos, dilaciones en la entrega de equipos y limitaciones en la capa cidad de almacenamiento.

La mayor parte de los primeros cuatro meses de 1977 la producci?n co




rriente de la aramco estuvo al nivel de la capacidad m?xima sostenible estimada previamente. En enero por ejemplo la capacidad sostenible era de 9.3 mmbd y la producci?n real de 8.4; en febrero la capacidad soste nible era de 9.6 y la producci?n real de 9.5; en marzo la capacidad sos tenible era de 9.7 y la producci?n real por igual cantidad; en abril la capaci dad sostenible era de 9.8 mientras que la producci?n real fue de 10.0 mmbd. Cuando la producci?n empez? a esos niveles, las instalaciones de superfi cie empezaron a sufrir trastornos. Finalmente de haber alcanzado el nivel de 10.0 mbd por un solo mes, Arabia Saudita cedi? y subi? los precios en un

5% para nivelarse al precio impuesto en enero por la opep. Los produc tores miembros de esa organizaci?n, como una concesi?n acordaron sus

pender el alza de precios estimada para el mes de julio. La falta de capacidad ociosa para explotar sus m?rgenes fren? al go

bierno en sus esfuerzos por moderar los precios. Previo a la escisi?n de pre cios, la aramco hab?a venido produciendo a un ritmo de 8.3 mbd y de 8.8

mbd para diciembre de 1976. Esto le dejaba un margen de capacidad de am

pliaci?n en la producci?n de 1.0 a 1.5 mbd para los tres primeros meses de 1977. Para noviembre de 1976 la aramco cre?a que su capacidad sos tenible era de 11.2 mbd. Pero en realidad lo que eso representaba era el ni vel de capacidad f?sica de producci?n. Inadecuadas presiones en los dep? sitos petroleros de Ghawar jugaron un papel importante en la ca?da de su

capacidad de producci?n. La cronolog?a de los eventos fue la siguiente: Despu?s de la Reuni?n de

Quatar, Arabia Saudita tom? la decisi?n de hacer todo lo imposible por reducir la brecha entre capacidad sostenible y la capacidad f?sica, concen tr?ndose primero en la producci?n de pesados, luego de medianos y al fi nal en la de todo el petr?leo crudo. Todos los l?mites que el Ministerio de Energ?a hab?a impuesto previamente por razones t?cnicas a las tasas de producci?n en Abqaiq, Berri y Ghawar fueron suspendidos temporal mente.

aramco tuvo que hacer todos los esfuerzos necesarios para maximizar la

producci?n. Crey? que su capacidad sostenible para 1977 ser?a de 9.8 mbd

para el primer trimestre; 10.6 al final del segundo, 11.5 del tercero y 11.9 del cuarto.

En el primer mes de producci?n a todo vapor, la tasa de producci?n ca

y? a 8.4 mbd debido a dificultades en la programaci?n de almacenaje y problemas en el Puerto de Inagmah acentuadas por la dureza del invierno. La producci?n se elev? a 9.5 mbd para febrero y alcanz? un pico de 10.0 mbd en abril. En marzo el primero de los incendios en los campos de Abqaiq, atribuido a la corrosi?n de los oleoductos, causaron una marcada ca?da en la producci?n que baj? a 8.3 mbd para ese mes. En junio fue revisado el




nivel de capacidad sostenible y reducido a 10.8 mbd para finales del tercer trimestre y 11.1 al final del cuarto y 11.2 mbd para el a?o de 1978.

Cuando la producci?n regres? a 9.6 mbd en julio, la disputa de los pre cios con la opec hab?a sido resuelta.

Los altos niveles de producci?n alcanzados en los primeros meses de 1978 no ayudaron a la presi?n de los dep?sitos petroleros de Ghawar. Cuando se

supo a mitad de 1977 que desde comienzos del a?o la presi?n de la mayo r?a de los dep?sitos de Uthmaniyah hab?a estado debajo del "bubble point", estando en algunas ?reas tanto como 300 libras por pulgada cuadrada (psi), debajo de ese nivel, Arabia Saudita par? la producci?n de todos los pozos ubicados en las ?reas donde la presi?n fuera mayor a 200 psi debajo del "bubble point".

Arabia Saudita tambi?n dispuso que no deb?a permitirse que las presio nes declinaran m?s all? de 100 (psi) o m?s, bajo el "bubble point". Esas restricciones a la producci?n fueron a?n m?s intensificadas por un acuer do entre la aramco y el gobierno por el cual se deber?an mantener las

presiones en los dep?sitos de los principales campos productores de petr? leo liviano, como los de Ghawar y Abqaiq, a los niveles prevalecientes a co

mienzos de 1977. Esta limitaci?n junto con la p?rdida de velocidad y ren dimiento del programa de inyecci?n de agua marina, que debi? ser sus tituido por la decreciente disponibilidad de agua salobre, llevaron a las

compa??as a revisar significativamente hacia abajo sus anteriores esfuer zos respecto a la capacidad de producci?n de ligeros tipo Arab para 1978.

Adicionalmente, la producci?n de los ligeros tipo Arab, ser?a m?s tarde

restringida por la falta de facilidades para separar los corrosivos del agua salada del petr?leo crudo al menos hasta la instalaci?n de esos se diera facilidades en 1979.

En julio de 1977, el gobierno lleg? a la conclusi?n de que la sobrepro ducci?n en algunos de los campos productores de livianos, hab?a causado da?os irreparables y reducido las cantidades recuperables. Poco tiempo des pu?s los niveles de producci?n fueron severamente reducidos a niveles ad misibles en los campos de Ghawar, Abqaiq y Berri. La capacidad sostenible en Uthmaniyah la m?s prol?fica regi?n productora en Arabia, fue bajada de 2.14 a 1.755 mbd, debido a la declinaci?n en las disponibilidades de

agua necesaria para mantener la presi?n y, adem?s, por el deseo de que, en todos los dep?sitos del campo, la presi?n regresara al "bubble point" o a puntos m?s altos, tan pronto como fuera posible. El gobierno redujo la

capacidad de producci?n sostenible en Shedgum en 60 000 barriles diarios para llegar a 1.32 mbd, en Berri en 10 000 bd para 0.75 mbd y en Obqaiq por 150 000 bd para 0.9 mbd a fin de mantener las presiones actuales. Los niveles de producci?n estaban dependiendo de las condiciones de la presi?n




en los dep?sitos. Esto signific? que la capacidad de producci?n sostenible de la aramco se fijase en 10.4 mbd para el tercer trimestre de 1977.

2) De octubre de 1977 al presente

Un funcionario Saudita se refiri? p?blicamente a la meta gubernamental elaborada a finales de 1977 que estableci? una capacidad futura sostenible en 12 mmbd e indic? que una tasa de producci?n sostenida de 16 mbd po dr?a no ser lograda por razones t?cnicas: la tasa de agotamiento de los

dep?sitos ser?a muy alta, y asent? que Arabia Saudita no ten?a la capaci dad t?cnica para producir arriba de 12 mmbd, a menos que se produjeran nuevos descubrimientos. Uno de los due?os de la aramco anot? que el funcionario se ve?a inclinado a creer sinceramente que la tasa de produc ci?n de 12 mbd ten?a realmente limitaciones t?cnicas, aparentemente ba sado en estudios que hab?a tenido a la vista y que fueran realizados por la aramco.

En enero de 1978 la aramco reconoci? que tasas de 15 mbd o mayores a ?sta, eran imposibles a menos que el gobierno de Arabia Saudita les per mitiera cambiar el sistema de inyecci?n de agua salada usada para man tener la presi?n en los dep?sitos. Actualmente el agua se inyecta en la su

perficie del campo, m?s que directamente a lo largo del mismo. El gobier no cree que tal sistema de inyecci?n da?ar?a los niveles de recuperaci?n fi nal y ha rechazado su aplicaci?n.

A finales de 1977, el problema de la presi?n continu? afectando adver samente la capacidad sostenible establecida por la aramco, y oblig? al

gobierno a imponer l?mites de producci?n por debajo de la capacidad pro ductiva en algunas ?reas de Ghawar. La disminuci?n del nivel de produc ci?n en Ghawar Sur se requiri? debido a que una ?rea de persistente ba

ja presi?n, no respond?a tan r?pido como era deseable a los altos niveles de

inyecci?n de agua. En el caso de Shedgum, la producci?n baj? debido a

que la presi?n declinaba a pesar de altos niveles de inyecci?n de agua regis trados en el ?ltimo trimestre del a?o. Por la inadecuada inyecci?n de agua, la esperada producci?n en los campos Berri cay? por debajo de .65 mbd, y poder as? restituir la presi?n de los dep?sitos en el ?rea central del campo.

En la primavera de 1978, la aramco estim? que la presi?n finalmente rebasar?a el "bubble point" en todas las ?reas de Shedgum y Uthmaniyah, un poco despu?s de terminado el a?o 1978. Las presiones hab?an ca?do

debajo del "bubble point", en esos campos, en 1972 y 1973, respectiva mente.

Gomo parte de su revisi?n a los planes de producci?n a largo plazo, el

gobierno impuso normas rigurosas para el manejo de los dep?sitos petrole ros, que afectaron a la aramco en sus futuras pr?cticas de producci?n. Las




cantidades relativas de producci?n de livianos Arab tuvo que ser contro

lada. En febrero de 1978, se decret? que los petr?leos livianos s?lo pod?an constituir un m?ximo de 65% del total de las exportaciones de crudos. El

gobierno dej? bien claro que su pol?tica a largo plazo ser?a inducir la pro ducci?n de livianos Arab en relaci?n a los porcentajes de ?stos en las re

servas totales.

En abril de 1978 se impuso un reglamento que controlaba las cantida des absolutas de producci?n de livianos. La producci?n de los tres cam

pos productores de livianos y que aportan el 95% de la capacidad sos tenible de esa calidad ?Ghawar, Abqaiq y Uthmaniyah? fue limitada a no m?s de 6 mmbd, a menos que niveles m?s bajos a?n que ?ste, fueran

obligados por una pr?ctica adecuada en el manejo de los dep?sitos. Las

reglas deseadas para el manejo de los dep?sitos fueron bien especificadas. Todos los proyectos destinados a mantener o expandir la producci?n de b?an dise?arse para maximizar las existencias recuperables en los dep? sitos, bajo las condiciones usadas en los campos productores de petr?leo de primera clase. S?lo se aplicar?a el sistema de inyecci?n de agua en la

periferia de los campos y las presiones deb?an ser mantenidas arriba del "bubble point".

Gomo resultado de cambios en los patrones de inversi?n causados por limitaciones financieras la capacidad sostenible a finales de 1978 fue esti

mada en aproximadamente 10.1 mbd, aun cuando algunos d?as lleg? a 10.5 mbd. Sin embargo, a esos niveles la presi?n empez? a bajar en Abqaiq.

De hecho, una tasa de 10.1 mbd estaba, aparentemente, por encima de la

capacidad sostenible para esos campos. Para los tres primeros meses de 1979 el nivel de capacidad sostenible de producci?n de la aramco andaba

por el orden de los 9.8 mbd.

En enero de 1979, el gobierno limit? a la aramco a un promedio de

producci?n mensual de 9.5 mbd para los tres primeros meses. Hay eviden cias que indican que ese es el nivel deseado por el gobierno de Arabia Saudita para conservar sus recursos petroleros. Una tasa de 9.5 puede re

presentar el m?ximo de producci?n de la aramco, consistente con la limi taci?n del 65% para la producci?n en los campos productores de livianos

Arab.

La capacidad sostenible en otros campos es aproximadamente de 3.3 mbd, lo cual bajo la regla del 65%, permite una producci?n m?xima de 6.2 mbd de petr?leo liviano Arab. Adicionalmente, y debido a que la capacidad de producci?n sostenible de la aramco parece menor a 10.0 mbd para los tres primeros meses de 1979, el l?mite puede representar la percepci?n del gobierno de que es su capacidad sostenible, aun si no impusiera topes a la producci?n.




Cualquiera que fuese hoy su nivel de producci?n al tiempo en que se dio la Reuni?n de la opeo de diciembre de 1978 en Abu Dhabi, la aramco estaba produciendo al l?mite de su capacidad sostenible. Este hecho fue conocido por los miembros de la opeg y bajo tales circunstancias la habi lidad de Arabia Saudita para moderar los precios propuestos por opeg fue severamente limitada. Como resultado la opec estuvo en capacidad de elevar los precios base del petr?leo crudo en un 14.5% para el a?o 1979.

Limitaciones de autofinanciamiento

Arabia Saudita estableci? que todas las inversiones destinadas a mantener o expandir la capacidad productiva en el sector petrolero^ deb?an provenir de fondos generados internamente. Antes del lo. de enero de 1979, en

que la opeg subiera los precios, la aramgo estim? que esa regla sobre in versiones permitir?a s?lo .50 ctvs., por barril para reinversi?n, algo as? como 1.7 miles de millones de d?lares por a?o. El alza de precios imple mentada luego por la opeg podr?a haber modificado tales c?lculos.

Debido a los costos crecientes, asociados tanto con los proyectos desti nados a mantener la capacidad de producci?n (tales como sostener la

presi?n en los dep?sitos petroleros o la separaci?n de agua salada corro siva del crudo) como a los destinados a expander la producci?n especial

mente en los m?s peque?os y alejados campos petroleros, las limitaciones de autofinanciamiento atrasar?n seriamente a la aramgo en la conquista de una meta de producci?n de 12 mbd.

La estimaci?n de la aramgo, previa a la crisis iran?, era que la capa cidad de producci?n sostenible alcanzar?a s?lo 10.8 mbd para 1983. Esta

producci?n reflejaba una baja en las expectativas de crecimiento de la

capacidad productiva. Antiguamente las metas de producci?n de la aramgo hab?an sido esencialmente "flexibles". En noviembre de 1973, aramco es tim? perfiles de producci?n que alcanzaban tasas de capacidad de pro ducci?n sostenida de 20 y 25 mbd. En marzo de 1974 la aramgo plane? tasas

por encima de 16 mbd para 1979, y de la cual por lo menos 10.0 mbd se

r?an de livianos Arab, localizados en su mayor?a en Ghawar. Estuvo bajo consideraci?n de los due?os de la aramco un plan para elevar la capacidad f?sica de producci?n tanto como para poder producir 19.4 mbd para fines de 1980, pero fue abandonado por demasiado ambicioso.

Desde finales de 1973, la demanda disminuy? tanto por el alza de pre cios operados por la opeg como por la recesi?n que padec?an las naciones consumidoras. Para octubre de 1976 las metas (de capacidad f?sica) hab?an sido bajadas a 16.0 mbd para alcanzarse en el periodo 81-82. La capacidad




de producci?n sostenible fue proyectada ligeramente reducida a 15.2 mbd en 1982. De este total, m?s de 8.3 mmbd de capacidad f?sica de producci?n (7.8 mmbd de capacidad de producci?n sostenible) fue planeada para los

campos productores de livianos Arab. La diferencia entre capacidad f?sica

y capacidad sostenible fue primeramente debida a las restricciones t?c nicas que el gobierno impuso a la producci?n en los campos de Abqaiq y Shedgum. Pero en noviembre de 1976, s?lo fueron aprobados algunos de los proyectos propuestos para alcanzar esos niveles. Como resultado no se hizo ning?n compromiso o promesa para la meta de 16.0 mmbd.

En febrero de 1977 fue presentada una propuesta para alcanzar una

capacidad f?sica de 16.1 mbd en los finales de 1982. Aunque se lleg? a un acuerdo tentativo para realizar el programa propuesto y se dieron indica ciones de que los fondos respectivos ser?an presupuestados para tal fin, la decisi?n ?ltima fue dejada pendiente para posteriores discusiones con el

gobierno. Ya para octubre de 1977, las compa??as pudieron ver que el sistema

de asignaci?n de fondos a los proyectos basados en recursos exclusivos de la Aramco se volver?a prontamente inadecuado. El proyecto para colectar

masivamente el gas, dise?ado para propiciar el uso productivo del gas natural asociado al petr?leo crudo, hab?a visto aumentar su costo de 4 a 14 miles de millones de d?lares al tiempo que su nivel de operaci?n dis

minuy? para prevenir mayores incrementos en los costos. M?s a?n, los costos para mantener y ampliar la capacidad productiva del petr?leo fueron creciendo significativamente. Para abril de 1977 las compa??as esta ban conscientes de que el gobierno tendr?a que proveer fondos suplemen tarios. Para octubre de 1977, la aramco plane? una capacidad f?sica de 16.1 mbd en 1983 (una capacidad sostenible equivalente a 15.5 mbd).

Una ca?da de la capacidad de producci?n del petr?leo crudo, indic? que habr?a que instalarse una capacidad f?sica de 9.2 mbd (9.0 mbd de capaci dad sostenible) en los campos productores de livianos Arab.

S?lo el campo de Ghawar aportar?a 7.5 mbd de esa capacidad de pro ducci?n de livianos. Los crudos pesados habr?an aportado una capacidad f?sica de 3.2 mbd (3.1 de capacidad sostenible), con el campo de Safaniya como responsable de m?s de las dos terceras partes de la capacidad total de crudos pesados.

Para finales de 1977, la decisi?n era bien clara: la aramco financiar?a todo el desarrollo de los crudos con fondos autogenerados. M?s adelante se estipul? que aun cuando esos fondos permitieran instalar una mayor

capacidad de meta para un futuro indefinido ser?a de s?lo 14 mbd. Meses m?s tarde esa meta fue clarificada para significar un m?ximo de 12 mbd de capacidad sostenible.




Mientras el proyecto para aprovechar el gas ser?a financiado separada mente por el gobierno, los gastos para el programa petrolero se derivar?an

aproximadamente del 5% de los ingresos netos de la aramco; el saldo de los ingresos brutos se sujeta al impuesto Saudita sobre ganancias brutas

y gastos de operaci?n. Las compa??as sintieron que el plan de los 16.1 mbd no deber?a ser

abandonado. Y ten?an razones para sostener tal criterio: 1) el plan pro veer?a de altas tasas de retorno de la inversi?n y representa el negocio que mejor conoce el gobierno; 2) que reducir la capacidad de producci?n limi tar?a las opciones del gobierno y su flexibilidad para responder a los ines

perados cambios en la demanda; 3) que a nivel mundial se dar?a en los a?os ochenta una escasez de 2 mbd aun si el total de producci?n de Arabia Saudita fuese de 16 mbd; 4) que la limitaci?n financiera incrementar?a la vulnerabilidad de la aramco frente a diversos problemas asociados con el atraso de proyectos para separar del petr?leo los corrosivos del agua salada y para sustituir agua salada por agua de acu?feros; y 5 )que de seis a siete y no cuatro a cinco por ciento de ingresos brutos ser?an necesarios

para lograr una capacidad sostenida de 14 mbd. En enero de 1978, la aramco prepar? siete programas alternativos para

el desarrollo petrolero, intentando maximizar la capacidad productiva sos

tenible, mediante el diferimiento de algunos proyectos y el financiamiento externo de otros. S?lo uno de los planes reun?a el doble prop?sito estable cido: ser totalmente autofinanciable y que los proyectos m?s importantes no fuesen diferidos (el caso de la instalaci?n del sistema de inyecci?n de

agua marina de Ain Dar y Shedgum). Este plan permitir?a alcanzar una

capacidad sostenida de 11.4 mbd en 1982 y 11.6 mbd para el periodo que va entre 1985 y 1997. Una descripci?n del plan puede verse en el cuadro

siguiente: Plan de enero de 1978

Crudos totales

(mbd a niveles de medio a?o)

Capacidad m?xima Capacidad

A?o Producci?n sostenible f?sica

1978 8.5 10.1 12.5 1979 8.5 10.7 12.8

1980 8.5 10.7 12.9 1981 8.5 11.2 13.1 1982 8.5 11.4 13.1

1983 8.5 11.4 13.1



ogt-dic 79 documentos 365

El significado preciso de una meta de 14 mbd fue dado en la primavera de 1978. En marzo la aramco estaba manej?ndose con la cifra redonda de 12 mbd de capacidad sostenible, reiter?ndola p?blicamente en mayo. Mientras 14 mbd representaba la capacidad f?sica, significaba de hecho un tope de 12 mbd de capacidad sostenible.

Al siguiente esfuerzo de planificaci?n de la aramco presentado en junio de 1978, result? una propuesta para alcanzar una capacidad sostenida de

producci?n de 10.7 mbd en 1983. La capacidad sostenible de livianos fue

puesta en 6.4 mbd. La capacidad de producci?n de livianos fue reducida al

60% del total de la capacidad sostenible en 1983, aunque esto estaba bien

por encima de la tasa aproximada del 49% de reservas de livianos del total de las reservas.

El plan fue rechazado en julio argument?ndose que un plan de desarro llo severamente limitado de fondos, deber?a basarse en supuestos financie ros m?s conservadores. La tasa de producci?n supuesta en el plan de junio, as? como sus expectativas del capital disponible^ fue considerada demasiado

optimista para fines de planeamiento. A corto plazo hasta 1981, aramco basar?a su plan en un nivel de producci?n de 7.4 mbd para promover un

margen de seguridad financiera. En octubre de 1978, una posici?n m?s conservadora result? en un nuevo

plan (con ingresos proyectados basados en predicciones de producci?n m?s

conservadoras). Este plan, que en lo esencial se mantiene hoy en d?a, per fila una capacidad de producci?n sostenible de 10.8 mbd en 1983 y 11.2

mbd en 1987. La capacidad sostenible de crudos livianos Arab, los que cuentan por aproximadamente 49% de las reseivas probables actuales es limitada al 63% del total de la capacidad sostenible en 1983 y 57% en 1987. La capacidad sostenible de crudos medianos Arab (22% de las reservas actuales) sube de 11% de la capacidad total sostenible en 1978 a 19% en 1987. La cantidad relativa de capacidad sostenible para los crudos extralivianos y crudos pesados permanece esencialmente estable a una tasa de 6% y 18% respectivamente.

Dejada de lado la limitaci?n financiera, bajo este plan ser?a factible f?sicamente una capacidad adicional simplemente con realizar perforaciones en m?s pozos, principalmente en el norte de Ghawar. En cualquier a?o entre 1980 y 1983 y por una sola vez este procedimiento significar?a un incremento en la capacidad sostenida de .8 a 1.0 mbd. Sin embargo, cual

quier capacidad adicional por encima de esa cantidad requerir?a la cons trucci?n de facilidades y la instalaci?n de equipo adicional ?para separar el agua salada y facilitar la inyecci?n de agua? cuya realizaci?n se llevar?a de 2 a 4 a?os desde el momento en que se toma la decisi?n. Bajo el actual plan, la flexibilidad de aramco para expandir la capacidad a




corto plazo, est? severamente limitada. Una explicaci?n m?s detallada de los costos de mantenimiento y expansi?n de las facilidades f?sicas de

producci?n se encuentra en el Ap?ndice C.

La demanda del petr?leo saudita

Arabia Saudita es umversalmente reconocida como el pa?s que posee las reservas petroleras m?s grandes del mundo, poseyendo reservas probadas y probables por 177.6 miles de millones de barriles.

En los a?os recientes Arabia Saudita ha intentado actuar como suplidor "residual", balanceando los incrementos en la demanda con alzas en la

producci?n, mientras reduce la producci?n cuando decae la demanda. Sus enormes reservas, amplia capacidad y relativamente escasas necesidades de

ingresos le han permitido a Arabia Saudita asumir ese papel. Los expertos advierten en la Arabia Saudita la fuente primaria para

incrementar la oferta de petr?leo necesaria para satisfacer la demanda futura. Mientras los miembros de la opeg alcanzan m?s y m?s sus capaci dades m?ximas sostenibles, se vuelve claro que Arabia Saudita es el ?nico

productor que puede a?n incrementar significativamente su capacidad. De bido a que se percibe la posici?n de Arabia Saudita como proveedor los analistas frecuentemente estiman la probable demanda futura del petr?leo saudita determinando la diferencia entre la demanda mundial proyectada y la oferta mundial que estar? disponible de otras fuentes adicionales a las de Arabia Saudita. Esta diferencia se convierte en la demanda por petr?leo saudita. Debido a que la demanda de petr?leo est? sujeta a numerosas

variables, la demanda de petr?leo saudita calculada de este modo es esen cialmente derivativa y no puede aseverarse con alto grado de certidumbre. Muchos expertos que han analizado la demanda de petr?leo saudita han

concluido que m?s de 12 mbd le ser?n requeridos en 1990, a menos que cambien las pol?ticas energ?ticas en los pa?ses consumidores o los precios suban exageradamente. El cuadro siguiente sintetiza algunas de esas esti

maciones de demanda por petr?leo saudita (cifras en millones de barriles

diarios). En el ?ltimo a?o, el gobierno de Arabia Saudita ha urgido a los Estados

Unidos y a otras naciones consumidoras que ahorren petr?leo. Les ha in dicado su criterio de que el mercado petrolero ser? extremadamente dif?cil en los a?os 80's seg?n la producci?n proyectada por Arabia Saudita a 12

mbd, a menos que disminuya la demanda. El 29 de agosto de 1978 Shaykh Ahmad Zaki Yemani Ministro Saudita de Petr?leo y Riquezas Minerales, previno que "si los Estados Unidos y las otras naciones industriales fraca saban en reducir su consumo energ?tico y si la tasa de consumo petrolero



oct-dic 79 documentos 367

Demanda de Demanda de A?o en que Fecha de petr?leo de petr?leo de se alcanza

Estimaci?n aval?o la OPEC Arabia Saudita la demanda

c?a Abril 77 47-51 19-23 1988 Petroleum Industry Mayo 78 51.7 23 1990 Research Foundation 43.3 17 1990

39.8 13 1990 Standard of Indiana Agosto 78 38.0 12.5 1985

41.0 15.0 2000 Exxon Agosto 78 - 17.1 1990

Texaco Diciembre 78 - 18 1990 Aramco Junio 78 - 14.0 1985

Workshop on Alternative 1977 - 20.0 1990

Strategies at the Massachusetts Institute of Technology Congressional Noviembre 77 - 16.5 1985 Research Service 20.0 1990

continuaba creciendo, nosotros creemos que muy pronto veremos una esca

sez de petr?leo comparada con la demanda. Esta escasez ser? "grande". Porque muchas variables influyen en la predicci?n de vol?menes precisos de oferta y demanda, el ministro saudita rehus? especificar una fecha para que tal escasez se produjera, pero recalc? que "cada experto en energ?a petrolera sabe que la cantidad de petr?leo que nosotros tenemos hoy en el mundo es insuficiente para satisfacer la demanda mundial por energ?a a las tasas de consumo actuales y las que habr?n de darse en el futuro".

La oferta petrolera de otros pa?ses

Salvo Arabia Saudita, los dem?s pa?ses del Medio Oriente no esperan in crementar su capacidad productora de modo significativo en la pr?xima d?cada. Un factor cr?tico tomado en consideraci?n para llegar a esta con clusi?n es el de que para 1990 todos los pa?ses petroleros del Medio Oriente excepto Kuwait, Abu Dhabi y Arabia Saudita, alcanzar?n, seg?n esperan los expertos, una tasa de correlaci?n entre reservas y producci?n de 15 a 1 para las reservas conocidas, relaci?n muy cercana a la tasa de producci?n m?xima, dada una cantidad de reservas en un pa?s. Esta correlaci?n o rela ci?n es una gu?a para estimar cu?ndo la capacidad de producci?n m?xima sostenible empezar? a declinar, concepto que no debe confundirse con el




de producci?n m?xima sostenible (production plateau). Un pa?s puede sos tener su "production plateau" s?lo en la medida en que puede mantener su relaci?n reserva/producci?n en 15 a 1. Guando esta relaci?n es alcanzada, la producci?n generalmente empieza a declinar. En este sentido, para 1990 la producci?n de todos los pa?ses del Medio Oriente, salvo los tres men

cionados, empezar? a declinar. A los niveles de producci?n anticipados, previos a las crisis iran?, la producci?n "pico" de las reservas conocidas ha br?a declinado en Ir?n para 1985 y en Irak para 1988. Las ?ltimas proyec ciones del Departamento de Energ?a de los Estados Unidos son las siguientes:

Producci?n OPEC Producci?n Demanda de incluyendo mundial del

Arabia Saudita Arabia Saudita (mundo libre) mundo libre

1985 10-12 37-39 61-65 58.3-65.5 1990 12-17 37-43 62-71 61.0-82.1

La infusi?n de producci?n creciente en los dos m?s prominentes nuevos

productores de petr?leo, M?xico y Gran Breta?a, ser? de gran ayuda pero probablemente insuficiente para impedir la prevista escasez petrolera.

Una producci?n significativa de los yacimientos por descubrirse es im

probable antes de 1985, debido al tiempo requerido para desarrollar o ex

plotar las reservas descubiertas. Por ejemplo, M?xico, con descubrimientos iniciales en 1972, se espera produzca 2.2 mbd en 1980, tan s?lo 1.7 mbd arriba del nivel de producci?n de 1971, fijado en .5 mbd.

La producci?n en el Mar del Norte, actualmente de casi 1.7 mbd debe alcanzar su pico en 1986 a un optimista nivel de 4.0 mbd y declinar a 3.7

mbd para 1990. La producci?n mexicana, actualmente de 1.5 mbd, podr?a crecer con

mucho hasta 4.5 mbd para 1985 aunque lo m?s probable es que para ese a?o produzca 3.5 mbd.

A menos que el crecimiento de la demanda se suavice en el interior, para 1990 la capacidad f?sica de producci?n de petr?leo podr?a resultar en una insuficiente oferta para satisfacer la demanda a los precios actuales. Precios

m?s altos o estrictas pol?ticas de consumo por parte de los pa?ses consumi dores, parecen ser requeridos para racionar la limitada oferta. Las naciones consumidoras podr?an comenzar una fiera batalla econ?mica y pol?tica por conseguir la escasa oferta, volviendo tirantes las relaciones entre los aliados de occidente y entre pa?ses ricos y pobres.

La econom?a mundial pod?a tomar el rumbo de una nueva recesi?n, con implicaciones adversas al nivel de vida de los habitantes de todo el mundo.



oct-dic 79 documentos 369

Ap?ndice a

Antecedentes t?cnicos

Las dificultades t?cnicas han estado fundamentalmente concentradas en el asunto de las presiones de los dep?sitos y en los niveles apropiados de pro ducci?n. Para comprender los importantes elementos envueltos en el debate

t?cnico, se requiere una comprensi?n general de la producci?n en los cam

pos petroleros. Aunque no todos los campos petroleros son iguales, los prin cipios aplicables a Ghawar pueden ser generalizados en lo principal a los otros campos petroleros de Arabia Saudita.

En Ghawar, el petr?leo y el gas estaban mezclados en soluci?n bajo in mensas presiones de 3 200 libras por pulgada cuadrada conforme avanzaba la producci?n; la presi?n fue disminuyendo hasta que empez? a acercarse el "bubble point", un nivel de presi?n en el cual el gas y el petr?leo empie zan a separarse. Mientras se alcanza ese punto, la decreciente presi?n de los dep?sitos es el mecanismo primario para sacar el gas y el petr?leo a la

superficie; una baja de presi?n, m?s all? del l?mite permisible, podr?a redun dar en la p?rdida de petr?leo; este petr?leo que de otra manera ser?a produ cible, se queda en los dep?sitos y pr?cticamente ya no puede econ?mica

mente ser recuperado. Para evitar que la presi?n baje de los niveles deseados, se le inyecta a los

dep?sitos agua salada o fresca para que artificialmente reponga el petr? leo ya extra?do. La ingenier?a pretende llenar el vac?o dejado por la ex

plotaci?n del petr?leo, con adecuadas inyecciones de agua; en Ghawar es necesario inyectar al menos 1.5 barriles de agua por cada barril adicional de petr?leo producido. Si el vac?o no es llenado artificialmente la presi?n caer? a altos niveles de producci?n si el influjo de agua no es suficiente para llenar el vac?o dejado por la extracci?n.

El nivel de presi?n que debe ser mantenido en los dep?sitos petroleros est? sujeto a discusi?n. Algunos expertos mantienen que un campo deber?a ser producido al nivel del "bubble point" o por encima de ?l, que es en todo caso la presi?n a la cual el gas se separa del petr?leo pero sin cambiar de sitio dentro del dep?sito. Desde 1973 Arabia Saudita ha establecido que el "bubble point" es el punto m?nimo de presi?n para la producci?n. En ello han estado de acuerdo las compa??as petroleras. Sin embargo, otros ingenieros se?alaron que la presi?n en los dep?sitos puede muy bien caer por debajo de ese nivel ?"bubble point"? punto justo arriba del nivel de saturaci?n cr?tica del gas que es un punto de presi?n al cual el gas, ya separado del petr?leo en el "bubble point", comienza a mudarse, a cam biar del sitio que ocupaba cuando estaba asociado al petr?leo. Las compa ??as han usado esta teor?a cuando se les discute el hecho de que ellas no




han practicado medidas para mantener la presi?n en los dep?sitos arriba del "bubble point" en todas las ?reas de Ghawar. En Ghawar la presi?n del

punto de saturaci?n cr?tica del gas es aproximadamente de 115 a 165 libras

por pulgada, un promedio m?s bajo que el del "bubble point", aun cuando en algunas ?reas del campo podr?a haber presiones por la saturaci?n cr?tica del gas sustancialmente mayores a ese promedio. La mayor?a de los exper tos creen que en campos como el de Ghawar, caben medidas prudentes en el manejo de los dep?sitos, lo que indica que los niveles de presi?n deben mantenerse arriba del punto de saturaci?n cr?tica del gas, como m?ximo. Sin embargo, otros t?cnicos se?alan que debido a la enorme dis tancia entre el punto donde se inyecta el agua y el punto donde se requiere

mantener la presi?n (pasa de 6 millas en algunas partes de Ghawar) es

muy riesgoso planear producir esos campos a niveles de presi?n cercanos al punto de saturaci?n cr?tica del gas, ya que las presiones no pueden ser mantenidas en la pr?ctica a lo largo de todo el yacimiento.

La filtraci?n de agua salada es un fen?meno esperado en los campos petroleros ya maduros. La formaci?n de agua salada se asienta primero en las orillas de los campos petroleros, junt?ndose con el agua salada de

inyecci?n artificial necesaria para mantener la presi?n, avanzando hacia

los pozos bajo explotaci?n en la medida en que el petr?leo es producido. Eventualmente estas aguas extremadamente saladas, se mezclan con el pe tr?leo y son producidos junto con ?l. Para evitar el da?o que producir?an en las refiner?as y otros equipos esos crudos con un contenido mayor a 10

partes por mill?n de s?lidos, los pozos as? contaminados son confinados, en

algunos casos hasta que hayan sido reparados o en otros hasta que les haya sido aplicado el equipo desalinizador adecuado. A corto plazo el cierre de esos pozos limita la capacidad de producci?n durante el tiempo en que se realizan los trabajos de correcci?n o desalinizaci?n. La contro versia sobre la filtraci?n de agua salada se refiere no tanto al fen?meno en s? como en cuanto al tiempo en que se produce. Cuando se da el fen? meno antes de lo previsto en los modelos de dep?sitos de las compa??as, ello se considera de alg?n modo como una evidencia de que los pozos est?n sobreexplotados. Una salinizaci?n prematura ha sido tambi?n citado

por ingenieros de una compa??a como una evidencia de que las reservas

"posibles" estimadas para Ghawar son optimistas.

Ap?ndice b

Bases o antecedentes hist?ricos de las dificultades t?cnicas Periodo previo al embargo petrolero de 1973

Las inquietudes de Arabia Saudita respecto a las condiciones de sus yaci




mientos petroleros, data de ?pocas anteriores al embargo petrolero ?rabe de octubre de 1973. Durante ese periodo la aramco fue incapaz de cum

plir con el programa de inyecci?n de agua para mantener la presi?n. La insuficiencia cre? ca?das de presi?n en Ghawar, lo que a juicio del Gobierno

habr?a eventualmente lesionado la prevista capacidad de recuperaci?n final de esos campos. Preocupado por proteger sus yacimientos, el Gobierno de Arabia Saudita al menos desde 1973 ha impuesto reglas sobre los m?to dos y niveles permisibles de producci?n.

A comienzos de los a?os 70 la producci?n de la aramco creci? vertigi nosamente pasando de 3.2 mbd en enero de 1970, a 8.3 mbd en septiem bre de 1973. En ning?n otro pa?s la producci?n creci? tanto y tan r?pi damente. Inicialmente, la aramco logr? esto con m?nimo costo y esfuerzo. Sin embargo, acerc?ndose 1973, fue sometida a intensas presiones para que acelerara su capacidad y su producci?n, pero tuvo dificultades para equiparar los incrementos de capacidad con los de demanda. Entre agosto y diciembre de 1972 las compa??as subieron sus predicciones de demanda esperada para 1973 de petr?leo producido por la aramco m?s del 10%, de 7.145 mbd a 7.878 mbd.

Al mismo tiempo entre 1972 y 1973 la aramco expandi? r?pidamente su capacidad; su m?s grande yacimiento, Ghawar, estaba alcanzando su nivel de presi?n al cual hab?a planeado empezar a inyectarle presi?n arti ficial: el "bubble point". Las operaciones efectuadas para inyectar presi?n artificial necesaria para estabilizar la presi?n arriba del "bubble point"

mientras se incrementaba la producci?n, se retrasaron en relaci?n al progra ma calendario. Hubo dilaciones en su terminaci?n; adem?s, problemas de inicio y dificultades para encontrar fuentes adecuadas de agua, afectando adversamente su pronta realizaci?n.

A pesar de esas dificultades con el proyecto de inyecci?n de agua la pro ducci?n de Ghawar creci? r?pidamente, lo que fue posible en parte por la apertura de nuevos pozos. La producci?n en los nuevos pozos sustituy? y rebas? la baja de producci?n en los pozos existentes, resultado de la disminuci?n de presi?n en los dep?sitos. Para marzo de 1973, se hab?a perdido 0.8 mbd de capacidad por baja de presi?n. Para julio de 1973, los nuevos incrementos en la capacidad de producci?n de los campos de Uthma niyah empezaron a estrecharse e inclusive llegaron a no permitir los niveles de producci?n previstos, tambi?n por baja de presi?n en los dep?sitos. As?, los incrementos de producci?n no respaldados por una adecuada inyecci?n de agua que permitiera mantener la presi?n de los dep?sitos, termin? pro vocando una r?pida ca?da en los niveles.

El plan de aramco en los comienzos de 1972 fue incrementar gradual mente el nivel de inyecci?n de agua en el norte de Ghawar de 1.8 mbd




de agua a 8.1 mbd de agua terminado el a?o 1974, consider?ndola una cantidad adecuada para respaldar incrementos de producci?n de petr?leo por aproximadamente 5.4 mbd. Sin embargo, en el tercer trimestre de 1973 la aramco estaba produciendo 4.2 mbd de petr?leo y s?lo inyectaba 2.6 mbd de agua.

El fracaso de los esfuerzos realizados para mantener la presi?n en los

dep?sitos de Ghawar se origin? en diversas causas. Hab?a escasez de agua salada de los acu?feros, fluido escogido en Arabia Saudita para inyectar presi?n. La perforaci?n de pozos para inyectar el agua ten?a problemas. As? tambi?n, las prevenciones sobre contaminaci?n de arena y corrosivos, estaban atrasados. Los equipos de bombeo para la inyecci?n del agua no fueron puestos en

operaci?n como estaba previsto.

El gran incremento de producci?n de aramco entre mayo de 1972 (5.4 mbd) y septiembre de 1973 (8.7 mbd), estaba reunido principalmente en dos grandes campos petroleros de Arabia Saudita, Berri y Ghawar. Pero en ambos campos los planes de inyecci?n de agua de aramco estuvieron retra sados. La producci?n en Berri, en el verano de 1972, salt? de 300 a 600

miles de barriles diarios y la inyecci?n de agua s?lo se volvi? importante hasta el verano de 1973. Pese a incrementos en la inyecci?n de agua, las

presiones en los dep?sitos de Berri declinaron a comienzos de 1974. En el ?rea Shedgun de Ghawar, la producci?n petrolera pas? a finales de 1972 de 1.1 mbd a 1.2 mbd mientras que niveles adecuados de inyecci?n de

agua no fueron alcanzados sino hasta comienzos de 1974, momento en que las presiones comenzaron a estabilizarse. La producci?n en Ain Dair se increment? de 0.75 a 1.0 mbd en el ?ltimo trimestre de 1972 mientras

que adecuadas inyecciones de agua s?lo se dieron en el ?ltimo trimestre de 1973. La producci?n en los campos del norte de Uthmaniyah crecieron m?s dram?ticamente a?n, pasando de 0.5 a 1.9 mbd en los primeros seis meses de 1973. Las tasas de inyecci?n no alcanzaron el ritmo de produc ci?n sino hasta el segundo trimestre de 1974, cuando las presiones comen zaron a estabilizarse. Berri y Ghawar aportaron m?s de 5.2 mbd de la

producci?n total de 8.3 mbd lograda por aramco en septiembre de 1973.

Muchos expertos creen que la producci?n por debajo del punto de sa turaci?n cr?tica del gas, causar? da?os en la recuperaci?n final del petr? leo. De acuerdo con esta teor?a, las tasas de producci?n de septiembre de 1973, en las ?reas de Shedgun y Uthmaniyah, de Ghawar, que prome diaron 3.2 mbd en el ?ltimo trimestre de 1973, estuvieron cerca de da?ar los dep?sitos petroleros. A pesar del plan de aramco de producir siempre en todos los campos petroleros al "bubble point" o encima de ?l, gran des ?reas petroleras estaban produciendo debajo de ese nivel para el lo. de octubre de 1978. Las presiones han ca?do incluso a tasas de 10




psi mensuales en algunas ?reas. En Shedgun y Uthmaniyah hay ?reas que estaban produciendo debajo o cerca del punto de saturaci?n cr?tica de gas.

El incremento en la producci?n origin? preocupaciones en el Gobierno

Saudita. En abril de 1973, la aramco advirti? que estaba creciendo entre

los ministros sauditas el sentimiento de que era necesario limitar la pro

ducci?n, algunos "porque sent?an que se estaba desperdiciando la riqueza nacional" y otros "porque dec?an que ello estaba sirviendo a los Estados Unidos para continuar su actual pol?tica de respaldo a un Estado enemi

go", aramco fue urgida a que si deseaba alcanzar un eventual nivel de

producci?n de 20 mbd, "para evitar cr?ticas de que se estaba derrochando la riqueza nacional y da?ando los dep?sitos petroleros, ser?a absolutamente esencial tener un gigantesco programa de exploraciones". El ministerio del ramo denunci? que los yacimientos de Abqaiq estaban siendo sobre pro ducidos, cargo que la aramco neg? vigorosamente.

En julio de 1973, el gobierno reiter? su preocupaci?n por los niveles de

producci?n en los campos de Abqaiq y urgi? a la aramco a que incremen tara la producci?n de pesados y medianos y redujera la de los livianos. Para lograrlo la aramco fue instada a que iniciara la instalaci?n de capa cidad productora en los campos que no estaban produciendo para obtener une producci?n de los diferentes tipos de petr?leo crudo m?s de acuerdo a las reservas existentes. Era el preludio de las actuales normas que limi tan la producci?n de crudos livianos a un m?ximo del 65% del total de

exportaciones de crudos. Un funcionario saudita tambi?n expres? que la

producci?n actual de 8.5 mbd reactivar?a o enardecer?a las tendencias con servacionistas en las altas esferas sauditas.

Una combinaci?n de incentivos comerciales parecer?a dictar que los

campos productores de crudos livianos deben ser al presente desarrollados

y producidos junto con otros campos que ser?an explotados posteriormente. Primero porque las compa??as podr?an incrementar la producci?n de

livianos, a bajo costo. Segundo, las refiner?as estaban dise?adas para pro cesar primariamente crudos livianos y costosos ajustes tendr?an que ser he

chos a los mismos para procesar crudos pesados y medianos.

En el verano de 1973 un estudio cuestion? la viabilidad de incrementar la producci?n en los campos de Abqaiq m?s all? de su producci?n actual de 800 mil barriles diarios. Como resultado, las compa??as comprendieron que hab?a serios cuestionamientos a la aprobaci?n para que se duplicara la capacidad de Abqaiq a 1.6 mbd para el fin de 1976. Uno de los accio nistas de la compa??a indic? que la preocupaci?n saudita respecto a Abqaiq era s?lo la primera indicaci?n de que el gobierno limitar?a las tasas de

producci?n en campos individualmente especificados. El asunto de esa

posible limitaci?n se volvi? sensitivo debido a las condiciones en que se




desarrollaba la producci?n en Shedgun y Uthmaniyah. Poco despu?s, la

aprobaci?n para el primer incremento del plan de expansi?n de Abqaiq fue denegada.

Aun antes del embargo de 1973 fuertes tendencias conservacionistas se hicieron evidentes en el seno del gobierno Saudita. En varias ocasiones, por ejemplo en agosto de 1973, la aramco fue advertida de las preocupaciones gubernamentales al respecto. Los sentimientos conservacionistas continuaron

aun despu?s de restaurada la producci?n, pasado el embargo. Ese senti

miento no se limitaba al comportamiento t?cnico de la explotaci?n petro lera, sino que tambi?n inclu?a cierta aprehensi?n al modelo de desarrollo na

cional.

Aramco tom? en serio la posibilidad de que la producci?n fuera cor

tada y comenzando septiembre prepar? una estimaci?n de las consecuen

cias que ello tendr?a en sus estados financieros globales. El an?lisis de aramco se bas? en tres posibles situaciones: una proyecci?n de 7.2 mbd

para 1973; una de 9.4 mbd (capacidad aproximada de exportaci?n de

crudos) y 7.8 mbd como caso intermedio paralelo del promedio esperado de producci?n para 1973) .

El 28 de agosto de 1973, surgi? un desacuerdo en relaci?n a los incre mentos de producci?n en Abqaiq se?al?ndose que no se permitir?a elevar la producci?n por encima de los niveles actuales, hasta en tanto no se ter

minaran estudios sobre esos campos. La inquietud se fincaba en que nin

g?n incremento en las tasas de producci?n arriba de la capacidad de los

dep?sitos, deb?a afectar la cantidad de petr?leo que pudiera ser final mente recuperado de los mismos.

Alguna vez en octubre de 1973, la producci?n de Berri fue limitada a

.64 mbd, l?mite que fue impuesto varias veces en los a?os siguientes y hasta

hoy en d?a.

Octubre 17 de 1973 a marzo lo. de 1974

El 17 de octubre de 1973, primer d?a del embargo petrolero, la aramco

empez? a cortar la producci?n del promedio de 8.3 en septiembre a 6.1 mbd en noviembre. El gobierno orden? el corte de producci?n actuando en conjunto con los pa?ses ?rabes miembros de la opeg en su esfuerzo de forzar a Israel a retirarse de los territorios ocupados. El corte de produc ci?n tuvo lugar un d?a despu?s que la opeo increment? los precios en un

70%, de un precio para crudos ligeros de $3 011 a $5 119. A partir del 17 de enero de 1974, el precio se volvi? a disparar llegando a $11 651.

La producci?n prevista por la aramco para octubre, noviembre y di ciembre de 1973 fue 8.8 mbd, 9.1 mbd y 9.2 mbd, respectivamente. Al 10




de septiembre de 1973 la aramco redujo sustancialmente sus expectativas de disponibilidad de petr?leo respecto las cantidades planeadas para octu bre y noviembre. La reducci?n fue causada en parte por "p?rdidas ines

peradas en el potencial de los pozos petroleros'5 de Air Dar y las ?reas de

Uthmaniyah en Ghawar y Berri provocadas por p?rdidas de presi?n en los dep?sitos. Parece que la aramco hab?a llegado al l?mite de su capacidad sostenible sin alcanzar su nivel de demanda aun antes de que el embargo petrolero fuese planeado.

Muchos insisten en que la producci?n por debajo del nivel cr?tico de saturaci?n del gas es da?ina para la recuperaci?n del petr?leo. En el mo

mento del embargo ciertas ?reas de Ghawar se encontraban produciendo a ese punto o debajo de ?l. Las ca?das de presi?n, se observaron a?n a niveles de producci?n m?s bajos que los esperados para el ?ltimo trimestre de 1973. Si la aramco hubiese sido capaz de cumplir su calendario origi nal de producci?n planeado para el ?ltimo trimestre, m?s all? de los bajos niveles durante el embargo, las presiones hubiesen sido m?s bajas a?n para el lo. de enero de 1974, de lo que fue realmente el caso.

En el ?rea de Shedgun, la baja de producci?n ocurrida en octubre no fue suficiente para estabilizar la presi?n en los dep?sitos. Las presiones que hab?an venido declinando en esa ?rea antes del embargo a tasas de 10 psi mensuales continuaron declinando a tasas de 5 psi por mes, aun con el

corte de producci?n del embargo, ya que las cantidades de agua inyectada fueron insuficientes para reemplazar el petr?leo producido. Auh en Uthma

niyah donde la inyecci?n de agua creci? dram?ticamente al mismo tiempo que la producci?n era cortada, las presiones continuaron bajando en algu nas ?reas del campo durante varios meses hasta que fue restituida. El lo. de enero de 1974 tanto Shedgun como North Uthmaniyah estaban pro duciendo, en su mayor?a, con presiones debajo del "bubble point55.

En el primer trimestre de 1974, a medida que la producci?n de aramco estaba volviendo a los niveles de septiembre de 1973,* los niveles de produc ci?n en los campos, individualmente considerados, fueron controlados muy de cerca. En febrero de 1974 los esfuerzos de las compa??as concentradas en la perforaci?n de pozos en las ?reas de Berri y Ghawar fueron cues

tionados, lleg?ndose a la conclusi?n de que si las reservas petroleras en las ?reas resultaban deterioradas posteriormente, las reducciones en la pro ducci?n podr?an no facilitar la conservaci?n de los recursos petroleros na cionales.

En marzo de 1974, la producci?n en Abqaiq fue cortada de .95 a .8 mbd

* La producci?n de septiembre de 1973 fue de 8.3 mbd. Misma cantidad que desde entonces funciona como tope de producci?n. Debido a la crisis iran?, ese l?mite fue alzado temporalmente a 9.5 mbd para el primer trimestre de 1979.




para conservar los dep?sitos y mantener su productividad a los mejores niveles de eficiencia, por el mayor tiempo que fue posible, aramco fue forzada a actuar en esa consideraci?n con el objeto de prever da?os pos teriores en esos dep?sitos, lo que podr?a ocurrir en el futuro.

En esas circunstancias la aramco procedi? a revisar significativamente el programa de desarrollo petrolero, enfatizando el plan de desarrollo de los campos productores de crudos pesados y medianos y reduciendo el ritmo de desarrollo de los campos productores de livianos. Se dio alta

prioridad al incremento de capacidad en nuevos campos. El razonamiento era de que explotando todos los campos, habr?a menos posibilidad de

que uno en particular, como Ghawar, fuese agotado aceleradamente por elevados niveles de producci?n.

Mayo de 1974 a diciembre lo. de 1976

Para abril de 1974, se advert?a desde un punto de vista t?cnico que algu nos campos petroleros no soportar?an m?s incrementos en su capacidad de producci?n percibiendo que hab?a una presi?n que hac?a necesario ob servar muy de cerca esos campos para evitar da?os graves que pudieran afectar adversamente la vida productiva de los dep?sitos y la cantidad

recuperable en los mismos. Tal conclusi?n estaba basada en la evidencia manifestada en varios im

portantes campos petroleros: los dep?sitos podr?an no continuar siendo

producidos a la capacidad prevista para ellos. Una notable baja en las

presiones de los dep?sitos, era citado como ejemplo. Adicionalmente, hab?a otros problemas derivados del incremento de producci?n, tales como un alza en la relaci?n agua/petr?leo, lo que era consecuencia del r?pido des

plazamiento de agua que empezaba a invadir los pozos petroleros, as? como un incremento en la relaci?n de gas/petr?leo.

En base a esos resultados y sus implicaciones, era claro que los planes deb?an ser revisados para incluir en el desarrollo n?meros cada vez m?s

grandes de "monto petrolero" en varios de los campos. Al mismo tiempo los dep?sitos a?n no explotados y los recientemente descubiertos, deb?an ser desarrollados dentro del marco de un calendario espec?fico. En cone xi?n con esto, el intervalo entre el descubrimiento de petr?leo comercial mente explotable en su "monto petrolero" y el comienzo de su producci?n, no deb?a exceder un periodo de 24 a 30 meses salvo casos excepcionales.

Se sent?a que era necesario empezar la preparaci?n de tal programa y la preparaci?n de un plan de producci?n comprensivo que incluyera el gran n?mero de "mantos petroleros" para asegurar as? la explotaci?n integral y ?ptima de todos los dep?sitos.




En junio de 1974 la aramco analiz? la situaci?n de los dep?sitos de

Abqaiq, Berri y North Ghawar, y concluy? que las presiones hab?an ca?do

debajo de los niveles planeados en Ghawar y que continuar?an cayendo por un tiempo de seis meses a un a?o m?s (para estabilizarse en Shedgun a comienzos de 1975 y en Uthmaniyah hasta mediados de 1975). Haciendo notar que ambas zonas estaban especialmente sufriendo limitaciones de

producci?n, la aramco indic? en su an?lisis que todas sus pr?cticas de

explotaci?n eran consistentes con el af?n de maximizar la recuperaci?n final del petr?leo.

Las restricciones m?s significativas fueron mantenidas. El l?mite de .8 mbd impuesto al campo de Abqaiq se ha mantenido hasta el presente, salvo por un breve periodo a comienzos de 1977 durante el alza de pre cios dispuesta por la opep.

El desenvolvimiento de los .campos de Berri ha sido observado cuidado samente. El tope de producci?n de .65 mbd se volvi? permanente

mente a partir del lo. de agosto de 1976, como medida de protecci?n a los dep?sitos, aunque se afloj? un poco cuando se dio el alza de precios de la opecs. Los l?mites o topes de producci?n, as? como la aplicaci?n de normas para mantener la presi?n en los dep?sitos, reflejan inquietudes t?cnicas. Se tem?a que altas tasas de producci?n podr?an da?ar la recu

peraci?n final en los campos de Berri. L?mites de producci?n en las ?reas individuales de Ghawar fueron

impuestos en 1975 y 1976 para procurar la restauraci?n de los niveles de

presi?n en la zona norte y para evitar la ca?da de presi?n en la zona sur. Los campos de Shedgun continuaron siendo un foco de atenci?n principal con una restricci?n en su producci?n a 1.2 mbd. L?mite que aramco de seaba colocar al nivel de la capacidad f?sica de producci?n ubicado en 1.435 mbd, y lo que logr? temporalmente en junio de 1976. Para julio de 1976 el l?mite de producci?n alcanz? un nivel intermedio de 1.32 mbd sostenido hasta el final del a?o.

En otras ?reas de Ghawar, se impusieron l?mites de producci?n como resultado de problemas con la inyecci?n de agua. Durante 1975, algunas ?reas del sur de Ghawar fueron restringidas a niveles de producci?n por debajo de la plena capacidad f?sica mientras se evaluaba el comporta miento del acu?fero usado para la inyecci?n de agua. En diciembre de 1975 la aramco estaba insegura de la fecha en que se lograr?a una pro ducci?n restringida de .4 mbd, debido a que hab?a problemas con los sistemas de inyecci?n de agua.

Dificultades en el suministro del agua continuaron causando serios pro blemas en los campos de Uthmaniyah. Para destinar el agua fresca a acti vidades agr?colas, el gobierno ha restringido el tipo de agua disponible




para tareas de mantenimiento de las presiones en los dep?sitos a aquellos de una salinidad mayor de 4 000 partes por mill?n de s?lidos. Al bajar la oferta de este tipo de agua salada, la aramco se vio impedida de lograr sus metas de inyecci?n. Gomo resultado de ello la aramco notific? a sus socios en enero de 1976, que la cantidad de crudos livianos que podr?a esperarse para 1976 ser?a de s?lo 6.5 mbd, nivel por debajo de los 7.0 mbd

que hab?an pronosticado. La causa era el problema de inyecci?n de agua en Uthmaniyah. La aramco crey? tambi?n que ese ser?a el promedio de pro ducci?n (6.5 mbd) hasta tanto empezara a funcionar el sistema de inyec ci?n de agua marina a mediados de 1978. Ese nivel sigue siendo hasta

hoy el promedio de producci?n (diciembre de 1978). Por lo menos en tres ocasiones durante 1975 y 1977 el gobierno reenfatiz?

su prop?sito de tener bajo desarrollo tantos campos petroleros como fuese

posible. De acuerdo con ello la aramco tuvo que tomar en consideraci?n

que la producci?n podr?a bajar si fuese necesario en los campos alta mente desarrollados y m?s viejos (Abqaiq, Air Dar, Berri, Shedgun y Uthmaniyah) y en contraparte expandir los planes de producci?n petro lera en campos remotos, no explotados a?n. A comienzos de 1976, el go bierno reiter? su deseo de que se procediera con el desarrollo de nuevas

y remotas ?reas petroleras cuyos dep?sitos no hab?an sido explotados o s?lo escasamente explotados, de manera que todos ellos pudieron estar integra dos a la producci?n para 1980-1981. La aramco fue advertida de que deb?a moverse hacia un mejor equilibrio entre las tasas de producci?n y las reservas existentes de distintos tipos de crudos. En febrero de 1977 se encontr? que el plan de la aramco para 16.1 mbd de petr?leo crudo, no

estaba suficientemente evaluado desde el punto de vista de los aspectos t?cnicos, referidos a los dep?sitos de gas y petr?leo y las tasas ?ptimas de

producci?n, como para garantizar una explotaci?n racional m?xima de las reservas petroleras. Por lo tanto la pol?tica gubernamental ya referida fue reafirmada en abril de 1977.

Ap?ndice c

Costos de expansi?n y mantenimiento de las facilidades f?sicas de producci?n

Una segunda inquietud evidenciada en la decisi?n de fijar como l?mite final de producci?n la cantidad de 12 mbd, es la del impacto de los incre

mentos de costos para mantener los niveles existentes en la capacidad pro ductiva as? como en la construcci?n de nuevas instalaciones para ampliar esa capacidad. Los costos se hab?an disparado dram?ticamente desde los




tiempos (comienzos de los 70) cuando para ampliar la capacidad s?lo era necesario abrir nuevos pozos y conectarlos al oleoducto. Gomo el go bierno asumi? el papel de propietario de los bienes de producci?n, tambi?n era responsable de las inversiones de capital para mantener y/o expandir la capacidad de esos bienes de producci?n.

El incremento de los costos no es tan grande si se juzga con los standares de la industria petrolera. Por ejemplo en 1977, los costos anticipados para expandir la capacidad f?sica de producci?n de 11 mbd a 16 mbd estaban calculados en aproximadamente 11.4 miles de millones de d?lares actuales o $2 280 por barril de capacidad. En los mares del norte (Gran Breta?a) el costo para instalar nueva capacidad ser? del orden de los $7 000 a $10 000

por barril de capacidad (tres a cuatro veces mayor). Sin embargo, los costos absolutos de mantenimiento y expansi?n de la capacidad deben ser evalua dos en relaci?n a los usos alternativos que el gobierno puede darle a esos fondos de capital. En este contexto, los ingresos actuales del petr?leo deben ser usados e invertidos para cuando los ingresos petroleros declinen. La inversi?n alternativa de ampliar la capacidad es entonces la inversi?n en otros sectores productivos capaces de generar ingresos al gobierno Saudita una vez que el petr?leo se haya agotado.

El costo absoluto del mantenimiento y expansi?n de la capacidad pro ductiva del petr?leo debe ser tambi?n evaluado en funci?n de las expec tativas de vida de esas instalaciones. A mayor incremento de la capacidad, el lapso de tiempo al cual esa capacidad es usable tiende a ser significati vamente menor. A una capacidad de 16 mbd, el equipo existente tendr?a

que ser "desechado" despu?s de cinco a?os, a medida que los campos indi viduales alcancen su agotamiento y reinstalarlos en otros campos implique altos costos, justamente s?lo para mantener la capacidad de 16 mbd. El go bierno saudita ha reiterado en varias ocasiones que no tiene inter?s en insta lar nueva capacidad que ser?a prematuramente desechada cinco a?os des

pu?s. Esta fue la principal raz?n que respald? la decisi?n gubernamental de imponer la regla del autofinanciamiento a las compa??as petroleras.

Costos de mantenimiento de la capacidad de producci?n de crudos

A medida que las operaciones de producci?n alcanzan niveles elevados de

desarrollo, su complejidad y sus costos se incrementan dram?ticamente. Ini

cialmente cuando la aramco empez? las operaciones en sus primeros cam

pos petroleros, los incrementos de producci?n no generaban complicaciones ni costos elevados. Pero cuando empezaron a declinar las presiones y ?stas

bajaron del "bubble point" se empez? a requerir equipo de manteni miento.




Hay dos aspectos asociados al asunto del mantenimiento de las presiones en los dep?sitos. Primero, en la medida que m?s campos van alcanzando estadios elevados de producci?n mayores son los vol?menes de equipo ne cesario para mantenimiento de la presi?n y mantener as? la capacidad de

producci?n; segundo, debido a la baja disponibilidad de agua salada en los acu?feros, la aramco se ha visto obligada a sustituirlo por agua mari

na, como recurso para el mantenimiento de la presi?n. Ambos factores ele

varon significativamente el costo asociado a las operaciones de manteni miento de las presiones en los dep?sitos.

El proyecto para usar agua marina para inyecci?n es un proyecto com

plejo y costoso en su implementaci?n. El agua de los montos acu?feros

puede ser inyectada directamente en los dep?sitos petroleros sin necesidad de tratamiento previo. El agua marina es inyectada mediante filtros para eliminar las part?culas nocivas. El costo excesivo de construcci?n de equi pos de filtraci?n y los de su operaci?n, han elevado los costos de las acti vidades de mantenimiento de la presi?n.

El costo de las instalaciones para inyecci?n de agua requerida para res

paldar la capacidad existente es aproximadamente de 1.5 miles de millo nes o $280 por b/d de la capacidad existente de petr?leo, haciendo el

costo, por barril de capacidad, del proyecto de inyecci?n, casi equi valente al costo de instalar toda la capacidad original de producci?n de

petr?leo crudo.

A medida que el campo envejece, el petr?leo producido incluye canti dades crecientes de agua salada. Por ser corrosiva, ?sta debe ser removida

y evitarse as? los da?os a las refiner?as y otros equipos. En Arabia Saudita, el agua subterr?nea que es producida asociada con el petr?leo en los estadios superiores de producci?n, es extremadamente salina. As?, por pe que?as que sean las cantidades de agua salada, vuelven el petr?leo crudo

muy contaminado como para exportarse. En algunos casos el corrosivo

del agua salada puede ser eliminado taladrando o barrenando nuevamente el pozo. En algunos campos petroleros sauditas, como Ghawar, la salini zaci?n actual se debe al desplazamiento del agua de la periferia. S?lo la instalaci?n de equipo de desalinizaci?n, que es un procedimiento normal en ciertos estadios del desarrollo del campo, puede evitar el cierre del

pozo para luego reiniciar su producci?n. El costo del equipo requerido para desalinizar y mantener la capacidad de 9.2 mbd es de $1.5 mm, o

$165 por b/d de capacidad.

Costos de expansi?n de la capacidad de producci?n

Tomando como referencia el a?o de 1977, la capacidad f?sica instalada




para producir 11.1 mbd signific? una inversi?n en construcci?n y manteni

miento, de $5.0 mm o $455 por b/d de capacidad. Si la aramco quisiera incrementar la capacidad f?sica a 16 mbd, nece^

sitar?a hacer una inversi?n adicional de $11.4 mm o $2280 por barril de

capacidad, lo que es un incremento sustancial en el costo promedio de la nueva capacidad. Esta cifra es tan s?lo un promedio; los costos para algu nos campos llegan a ser tan altos como decir $3 000 por barril de capa cidad. En los a?os cincuentas y sesentas, los due?os de las compa??as construyeron refiner?as dise?adas para procesar crudos livianos. Si ?stas tuvieran que procesar otro tipo de crudos, sin costosas modificaciones, se ver?an forzados a operar a bajos niveles y producir?an una menor va riedad de productos refinados. Los crudos livianos se encuentran predo

minantemente en los grandes yacimientos de Abqaiq y Ghawar. Hist?rica

mente, esos campos con las cantidades de sus dep?sitos y su favorable ubicaci?n central, podr?an haberse expandido a muy bajos costos y con una m?nima inversi?n inicial. En el pasado, las compa??as due?as de la aramco hab?an pedido producir los campos de crudos livianos y extra livianos a las m?s altas tasas posibles debido a los incentivos comerciales de tales calidades.

Los incrementos de capacidad en la mayor?a de los casos se encuentran en los campos de crudo medianos y pesados. Debido a que esos campos son peque?os en relaci?n a los grandes productores de livianos, y adem?s est?n localizados en ?reas remotas^ su costo de explotaci?n ser? sustancial

mente mayor.

Ap?ndice d

Tipos de crudos producidos en Arabia Saudita

Los campos petroleros sauditos producen cuatro tipos o l?neas de crudos. Esas l?neas representan varios grados en las "gravedades" del petr?leo crudo como medidas de la viscosidad del petr?leo. A mayor "gravedad" mayor valor para el refinador, porque contiene altos porcentajes de pro ductos derivables como la gasolina, sin necesidad de costosos equipos adi cionales de refinaci?n.

En Arabia Saudita, el crudo dominante es el liviano, que constituye el 49% de las reservas petroleras. Se halla principalmente en Ghawar, el campo m?s grande del mundo, con aproximadamente el 10% de las re servas mundiales, y tambi?n en los campos de Abqaiq.

Los crudos pesados constituyen aproximadamente el 22% de las reser vas Safaniya, el tercero m?s grande de los campos petroleros del mundo,




tiene la mayor porci?n de las reservas de crudos pesados en Arabia Saudita. Los crudos medianos constituyen aproximadamente el 22'% de las reser

vas y se localizan en varios campos, de los cuales los m?s importantes son Mar jan y Zuluf y el de Kurais. Los crudos de mayor gravidez son los extra livianos y se encuentran principalmente en dos campos, Berri y Shaybah. Los extralivianos constituyen s?lo el 7% de las reservas petroleras sauditas.



Date post:	25-Jan-2017
Category:	Documents
Upload:	duongtu
View:	216 times
Download:	2 times

El futuro de la producción petrolera de Arabia Saudita

Documents