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Actualización de las estadísticas por campos

Aprovechando que los datos de la ANH hasta junio de 2019 salieron hace poco, quería actualizar la lista de campos que analizo para las actualizaciones más detalladas. Desde hace ya bastante tiempo algunos de los campos que analizaba habían perdido mucha producción y estaban empezando a ser irrelevantes. Al mismo tiempo han estado apareciendo algunos, relativamente grandes, que estaban tomando el relevo pero yo los estaba analizando de forma separada. Esto hacía más confusas y más largas las actualizaciones, así que las voy a empezar a organizar de otra manera.

Gráfica 1. Campos que producían entre 10 y 20 mil b/d hasta 2016. Desde entonces Costayaco y Ocelote producen mucho menos de 10 mil b/d y perdieron relevancia. Fuente ANH. Elaboración propia.

El cambio más importante consistió en sacar a los campos que habían perdido más producción, como Ocelote y Costayaco, que ya estaban por debajo de los 10 mil b/d y con largas tendencias decrecientes:

Y metí algunos campos nuevos que venían creciendo con fuerza y ya producen más de 10 mil barriles al día, como Akacias, Tigana Norte, Tigana Sur o Acordionero o incluso más de 20 mil como Jacana:

Gráfica 2. Campos que han aparecido desde 2013 en adelante y que han llegado a producir al menos 10 mil b/d. Fuente ANH. Elaboración propia.

Y también a Infantas, que lo estaba analizando junto con La Cira, pero en otro punto y ahora lo voy a incluir en el análisis más general porque desde hace tiempo produce más de 10 mil b/d.

Gráfica 3. La Cira e Infantas a partir de ahora van a estar incluidos en las actualizaciones generales. Fuente ANH. Elaboración propia.

Por lo tanto salieron dos y entraron seis, con lo que de analizar los 14 campos principales que representaban cerca del 50% de la producción total, ahora analizo los 18 campos principales que producen cada uno de ellos más de 10 mil b/d. Esto nos va a permitir seguir de forma más ágil y fácil la evolución de una parte más grande de la producción. El resultado es el siguiente:

Gráfica 4. Producción total de petróleo de Colombia por campos. Fuente ANH. Elaboración propia.

Estos 18 campos que analizo ahora pormenorizadamente representan más del 60% del total de la producción:

Gráfica 5. Proporción de la producción que representan los 18 campos más importantes de Colombia. Fuente ANH. Elaboración propia.

A partir de ahora esta actualización funcionará con estos 18 campos y en el futuro con los que permitan cumplir con esos dos criterios, analizar al menos el 50% de la producción y que los campos no produzcan menos de 10 mil b/d de media a lo largo del último año.

Bien, pues con estos datos hagamos el nuevo análisis a ver que cambios hay.

Gráfica 6. Los 18 campos de extracción de petróleo más importantes de Colombia. Fuente ANH. Elaboración propia.

Estos son los 18 campos más importantes, todos producen al menos 10 mil b/d. En total producen casi 600 mil b/d, y desde 2016 esta cantidad va subiendo. De todo esto más de la mitad viene de los cinco más grandes. Y casi una quinta parte proviene solo de un campo, Rubiales.

Siempre comprobamos cual es el campo más importante del país, si Castilla (juntando a Castilla y Castilla Norte) o Rubiales. Por ahora sigue siendo Rubiales, pero la cosa está muy reñida.

Gráfica 7. Los 2 principales campos de Colombia casi son del mismo tamaño. Fuente ANH. Elaboración propia.

Estos dos campos juntos son más del 25% del total de la producción nacional. En 2013 llegaron a representar más de un 30%

Gráfica 8. Evolución conjunta de los 2 campos de extracción de petróleo más importantes acumulan más del 25% del total de la producción. Fuente ANH. Elaboración propia.

Si sacamos a Rubiales de la foto esto es lo que queda:

Gráfica 9. Evolución conjunta de los campos de extracción de petróleo más importantes de Colombia, excluyendo a Rubiales. Fuente ANH. Elaboración propia.

Estos 17 campos nunca habían producido tanto como ahora, si bien es cierto que varios de ellos empezaron a producir en 2015. Es decir, más que compensan las caídas de los antiguos, pero no si Rubiales entra en la ecuación.

De todos estos los que producen más de 20 mil b/d van así:

Gráfica 10. Evolución conjunta de los campos de extracción de petróleo que producen al menos 20 mil b/d, excluyendo a Rubiales. Fuente ANH. Elaboración propia.

Los únicos nuevos en este grupo son Jacana y Acordionero. Entre los dos compensan todas las caídas de los demás. Si no fuera por esos dos campos la tendencia sería de caída

Su crecimiento ha sido extremadamente rápido, como vemos en la siguiente gráfica:

Gráfica 10. Evolución individual de los campos de extracción de petróleo que producen al menos 20 mil b/d, excluyendo a Rubiales. Fuente ANH. Elaboración propia.

Acordionero sin embargo, parece estar llegando a su máximo y dejando a Jacana como el único que todavía no ha superado su cénit. Veremos en un año si sigue creciendo y a que ritmo.

Mención especial, como siempre a Caño Limón que, en 10 años, ha perdido casi dos tercios de su producción. Pero también vean la perspectiva. Los nuevos campos que más crecen, y en los que se están poniendo tantas esperanzas son apenas la mitad de grandes que Chichimene, un campo que ya ha perdido más de un 20% de su producción desde el máximo que alcanzó en 2014.

Veamos ahora los que producen entre 10 mil b/d y 20 mil b/d:

Gráfica 12. Evolución conjunta de los campos de extracción de petróleo que producen entre 10 y 20 mil b/d, excluyendo a Rubiales. Fuente ANH. Elaboración propia.

De estos 7 campos, tres son nuevos, Tigana Sur, Tigana Norte y Akacias, y estos tres son los únicos que crecen:

Gráfica 13. Evolución individual de los campos de extracción de petróleo que producen entre 10 y 20 mil b/d, excluyendo a Rubiales. Fuente ANH. Elaboración propia.

Por su parte Casabe y Moriche apenas aguantan por encima de los 10 mil b/d, por lo que si siguen así (lo sabremos pronto) el próximo año ya no estarán en estos gráficos.

En conclusión tenemos dos grandes cuestiones. Una, los campos más grandes están aguantando a pesar de haber pasado sus máximos productivos. Rubiales y Castilla por ejemplo se mantienen desde hace ya años por encima de los 100 mil b/d y las caídas de los demás campos que producen más de 20 mil b/d son relativamente lenta. Por otra parte en los últimos 5-6 años han aparecido 5 o 6 campos que han crecido muy rápidamente y llegan todos a estar por encima de los 10 mil b/d. Esto ha permitido una recuperación de la producción hasta acercarse lentamente a los 900 mil b/d, aunque difícilmente llegaremos a esa cifra de media anual en 2019. El problema es que algunos de estos campos parecen tener una vida relativamente corta, si los comparamos con Caño Limón, La Cira, Rubiales o Castilla que llevan mucho tiempo produciendo mucho más petróleo. Por ejemplo fíjense en Avispa, en la primera gráfica de este post. Entre 2014 y 2015 paso de 0 a más de 10 mil b/d, pero en 2018, solo tres años después, ya había perdido al rededor del 50% de su producción. En 2019 continúa bajando, aunque más lentamente y no parece que eso vaya a cambiar.

Este quiere decir, que necesitaríamos descubrir más campos pequeños más rápido para reponer la producción que se pierde de los pequeños campos de corta vida, es decir descubrir más y más rápido para mantenernos donde estamos. En el mundo anglosajón se llama el Efecto Reina Roja:

Alicia miró alrededor suyo con gran sorpresa.

—Pero ¿cómo? ¡Si parece que hemos estado bajo este árbol todo el tiempo! ¡Todo está igual que antes!
—¡Pues claro que sí! —convino la Reina—. Y, ¿cómo si no?
—Bueno, lo que es en mi país —aclaró Alicia, jadeando aún bastante— cuando se corre tan rápido como lo hemos estado haciendo y durante algún tiempo, se suele llegar a alguna otra parte…
—¡Un país bastante lento! —replicó la Reina—. Lo que es aquí, como ves, hace falta correr todo cuanto una pueda para permanecer en el mismo sitio. Si se quiere llegar a otra parte hay que correr por lo menos dos veces más rápido.

Lewis Carrol, Alicia a través del espejo

Actualización Nacional agosto 2018

Pongámonos al día otra vez en la producción de gas y petróleo en Colombia. Para esta actualización voy ha ampliar las fuentes de dos formas. Por un lado al tradicional análisis de los datos de producción de petróleo de la ANH voy a añadir, espero que de forma continuada, los datos de producción de gas de la misma agencia. Por otro lado voy a utilizar también el informe de taladros que hace Campetrol mes a mes.

PETRÓLEO

Aunque ahora, en Octubre los precios del barril de Brent, el de referencia para el país han subido hasta los US$80, para agosto las cosas estaban más baratas, cerca de los US$70.

Así mismo el negro recurso fluía con estabilidad en la que se está convirtiendo en la meseta más larga de la historia productiva nacional, con permiso del valle que duró desde mediados de 2003 hasta finales de 2007.

La subida de precios que empezó a finales de 2015 y que recuerda bastante a la de 2005-2006 (que ya sabemos a donde terminó) no ha tenido todavía un efecto claro en la producción petrolera.

Aquí se ven las cosas más de cerca

La producción se situó en 866.480 b/d, la más alta del año.

Es verdad que hay una ligerísima tendencia alcista, pero es tan tenue que no se puede aventurar mucho sobre lo que pasará.

GAS

El gas por su parte es mucho más volátil

Produccion de gas

Viene subiendo durante todo este año y ya está de forma medio estable al rededor del millón de pies cúbicos diarios.

Comparado con el petróleo tanto la caída como la recuperación está siendo más rápida:

TALADROS

En pocas ocasiones he incluido estos datos en las actualizaciones así que voy a hacer una breve introducción.

Los taladros son las herramientas que se usan para perforar la tierra en busca de hidrocarburos. Cuando en un sitio se sospecha que hay petróleo o gas, porque ya se han hecho pruebas de otro tipo, el paso siguiente es perforar para ver si realmente hay petróleo o gas ahí y extraerlo para refinarlo, comercializarlo, etc, etc. De forma que la cantidad de taladros que hay en un lugar son un buen indicador del estado de la industria en un momento dado.

Desde hace al menos un año la cantidad de taladros contratados en Colombia viene aumentando:

De menos de 120 hace un año pasamos a más de 150. Sin embargo siempre ha un cierto número de taladros que a pesar de estar contratado no está operando. En agosto de este año el número de taladros operando era de 130, dos más que en julio y 43 más que hace un año.

De todos estos taladros unos están efectivamente perforando nuevos pozos y otros no. Los primeros son los llamados taladros de perforación o taladros de drilling. De esos, en agosto había ya 49, 10 más que hace un año.

Y el resto son taladros de workover o de mantenimiento sirven por ejemplo para ampliar el diametro de un pozo o su profundidad.

Aunque la cantidad de taladros de drilling nos puede dar una idea de cuanto petróleo se está descubriendo esto no nos dice nada de la tasa de éxito de los mismos. Muchas veces se perfora y no se encuentra nada o se encuentras cantidades de petróleo demasiado escasas para ser rentables o de características que no son las deseadas.

En cualquier caso el aumento de taladros con una tasa de éxito constante (lo cual es dificil) quiere decir que se está encontrando más petróleo que hace un año. En cualquier caso esta tendencia no se refleja aún claramente en la producción, probablemente porque como vemos en las acualizaciones por campos el petróleo que se ha descubierto en los últimos años solo alcanza para cubrir las caídas de los campos que ya están maduros.

Y hasta aquí la actualización nacional de agosto.

Permanezcan atentxs!

 

(Por fin la) Actualización de Diciembre

Bueno, después de casi 7 meses sin que la ANH actualizara los datos de producción por campos, por fin los tenemos. Así que después de tanta poesía (Drama, Decepción, The Limits to Growth) y de tanto ensayo fallido (La Bicicleta) volvemos a lo tradicional: el análisis de datos, (eso sí, no dejaré de publicar el resto de cosas).

Recientemente se publicaron también los datos de producción provisionales a nivel nacional para el mes de marzo. Así que esta actualización es doble, a nivel nacional hasta ese mes y los detalles por campos, municipios y departamentos hasta diciembre pasado. Hay algunas novedades interesantes, así que sigan atentos.

*

La producción nacional llevaba desde septiembre hasta febrero estable en torno a los 850-860 mil barriles diarios. Al mismo tiempo el precio del barril de brent se había mantenido entre 45 y 55 dolares.

Produccion total y precio
Gráfico 1. Producción total de petróleo de Colombia y precio del barril de brent desde 1997 hasta Marzo de 2017. El punto más bajo del ciclo actual se encuentra a la altura del punto más alto del ciclo anterior. Elaboración propia con datos de la ANH para la producción y de eia.gov para el precio

Sin embargo, sin que hubiera cambios en el precio, la producción se desplomó en marzo hasta los 804.000 barriles, como se ve más de cerca aquí:

Gráfico 2. Producción total de petróleo de Colombia desde Junio de 2014 hasta Marzo de 2017. Elaboración propia con datos de la ANH para la producción y de eia.gov para el precio

Es una caída bastante abultada, la más grande de los últimos años, al rededor de un 7%:

Variación mensual
Gráfico 3. Variación mensual de la producción de petróleo en Colombia. Elaboración propia con datos de la ANH. La última caída es la más pronunciada desde que empezó la crisis de precios en 2014.

La meta del gobierno es de 865 mi lbarriles al día para todo 2017.

El Gobierno estableció para el 2017 una meta de producción petrolera de 865.000 barriles por día (bpd).

En todo el primer trimestre de 2017 no se ha llegado a tal cifra, es más, desde julio de 2016 no se llega, así que parece que una vez más no se van a cumplir las previsiones. Aunque tal vez las mías tampoco. Veremos si 2017 es el año del renacer petrolero como se esfuerzan es repetir por ahí.

Como ya se imaginan, siempre que hay un descalabro de este tamaño hay que mirar hacia Arauca, el departamento donde la volatilidad y los cambios bruscos son lo habitual. En este caso ya lo sabiamos, porque durante el último mes y medio se habló bastante de eso:

El bombeo de petróleo por el oleoducto Caño Limón-Coveñas, el segundo más importante de Colombia, fue restablecido después de haber estado cerrado por 46 días como consecuencia de una escalada de ataques de la guerrilla del Ejército de Liberación Nacional (ELN), informaron el miércoles fuentes militares.

Como siguió cerrado hasta principios de abril, seguramente la caída se note también en la producción de este mes. De todas formas, hasta mediados de año, por lo menos, no podremos ver mucho de lo que esta pasando en Arauca ahora. Más adelante veremos un poco más en profundidad lo que pasó el año pasado.

Producción por campos, municipios y departamentos

Producción por campos
Gráfico 4. Producción total de petróleo en Colombia por campos desde 2009 hasta Diciembre de 2016. Elaboración propia con datos de la ANH

Entre más va pasando el tiempo, más detalles se van haciendo importantes y más profundidad y más líneas de análisis se abren. Pero empecemos, como siempre, fijándonos en los campos más importantes. Entre Septiembre y Diciembre, la producción se mantuvo bastante estable, como dije, entre 837 y 858 mil barriles diarios.

Como se puede ver, los 14 campos más importantes representan más de la mitad del total,  y mantuvieron su tendencia a la baja aunque el total de la producción se haya mantenido, lo cual apunta a que se estén reabriendo campos pequeños que fueron poco rentables durante los meses más duros de la crisis de precios en la que estamos y estos han compensado las caídas de los campos más grandes:

Gráfico 5. Producción de petróleo de los 14 campos más importantes que representan casi el 60% de la producción total. Elaboración propia con datos de la ANH

Rubiales sigue siendo el campo más grande del país. Sin embargo si comparamos su producción con la de la suma de Castilla y Castilla Norte, estos dos superan a Rubiales por primera vez desde 2009. Aunque su producción conjunta se haya reducido en casi 15 mil barriles desde el máximo que alcanzaron en febrero de este año.

Rubiales vs Castilla
Gráfico 6. Campo Rubiales comparado con Castilla + Castilla Norte. Elaboración propia con datos de la ANH

No es que en Castilla estén yendo muy bien las cosas. Lo que pasa es que en Rubiales las caídas son escandalosas y se siguen acumulando:

Variación mensual rubiales
Gráfico 7. Variación mensual de la producción de Campo Rubiales. Elaboración propia con datos de la ANH

Ha perdido 100 mil barriles, casi el 50% del total, desde 2013 cuando empezó su declive.

El resto de los grandes campos (los que tienen una producción media superior a los 10 mil barriles diarios) se comportan con cierta estabilidad en los últimos 6 meses:

Gráfico 8. Producción de los campos más importantes exceptuando Rubiales. Elaboración propia con datos de la ANH

De los cuatro más grandes (después de Rubiales) Quifa es el que tiene más problemas, perdiendo casi 20 mil barriles en los últimos dos años. Los dos campos de Castilla y Chichimene se mantienen estables con ligera tendencia a la baja.

Gráfico 9. Producción de Castilla, Quifa, Chichimene y Castilla Norte, desde Enero de 2009 hasta Diciembre 2016. Elaboración propia con datos de la ANH

Volvamos otra vez a Arauca, como dije antes, el departamento que normalmente explica las grandes caidas repentinas en la producción nacional.

Gráfico 10. Producción total de Colombia y producción del Departamento de Arauca. Elaboración propia con datos de la ANH

La gran caída de marzo ya se empezaba a dibujar en diciembre como pueden ver y esos 40 mil barriles que se dejen de producir, pueden significar que las metas de producción de este año se cumplan o no.

Gráfico 11. Producción por campos del departamento de Arauca. Elaboración propia con datos de la ANH.

En Arauca el campo dominante sigue siendo Caño Limón, aunque cada vez represente un porcentaje menor del total departamental. Los campos aqui recogidos suponen al rededor del 90% del total de Arauca y ante el declive, ya terminal, de Caño Limón, se empieza a hablar de una agresiva campaña para que Chipirón apoye el mantenimiento de Arauca como zona productora:

Chipirón se convierte en uno de los campos con alta producción del territorio nacional, lo que compensara en los próximos meses el decrecimiento en la extracción de crudo de Caño Limón.

Este proyecto, operado por Occidental, y supervisado por Ecopetrol, se encuentra en una agresiva campaña de desarrollo que lo llevó a arrancar el año 2017 con una producción ‘récord’ de 14.000 barriles por día.

En la actualidad, Chipirón cuenta con 19 pozos en producción, pero recientemente se iniciaron las labores para perforar cuatro adicionales, tarea que se desarrolla desde una plataforma multipozo.

Esta información es de febrero, así que hasta mediados de año no tendremos datos concretos para saber el efecto, pero podemos ver como se estaban comportando Chipirón y Caño Rondón (el otro campo grande de Arauca) hasta diciembre pasado:

Gráfico 12. Producción de Chipirón y Caño Rondón (Arauca) desde Enero de 2010 hasta Diciembre de 2016. Elaboración propia con datos de la ANH.

No entiendo muy bien porque dicen que arrancar enero con una producción, en Chipirón, de 14 mil barriles es un récord, si producía casi 16 mil en abril de 2015. Estos dos campos se empezaron a explotar en 2011 y desde 2015 su declive ya parece terminal. Esto es lo mejor que queda dado el perfil petrolero de este país… Para saber que pasa en realidad tendremos que seguir de cerca la evolución de estos campos.

De todas formas si todas las esperanzas para reponer lo que producía Caño Limón, están puestas en Chipirón, está claro que no van a tener mucho recorrido:

Gráfico 13. Comparación entre Caño Limón y Chipirón. Elaboración propia con datos de la ANH

Por último también ha habido bastante ruido mediático al rededor de un viejo conocido, La Cira, el campo más antiguo de Colombia.

el área de producción de petróleo más antigua del país, esta zona insignia del sector va camino a la meta de lograr de nuevo una producción de 50.000 barriles diarios, nivel que logró hace más de 70 años.

Segun las estadísticas de la ANH La Cira produce al rededor de 28 mil barriles diarios e Infantas al rededor de 10 mil, por lo que juntos suman 38.000.

En Barrancabermeja hay tres campos más que juntos suman unos 3 mil barriles más, aunque han estado decreciendo en el último año. Juntándolos todos, la producción media anual de 2016 es de unos 40 mil barriles y si se consideraran un solo campo, que es lo que parecen hacer en las noticias, sería el quinto campo más grande del país.

Gráfico 14. Producción por campos de Barrancabermeja. Elaboración propia con datos de la ANH

Hasta aquí la esperada actualización de datos final de 2016. 2017 parece seguir la tendencia bajista, pero ya veremos que pasa.

Actualización Abril: Cayendo de la meseta

La caída esta siendo rápida. El Ministerio de Minas y Energía acaba de publicar los datos de producción de Mayo. 904.000 barriles diarios 11 mil menos que el mes anterior y 131.000 menos que hace 9 meses.

Parece que Campetrol ya cuenta con que la caída va a continuar, al menos durante todo este año. Cienmil barriles menos entre hoy y el último trimestre:

produccion-de-crudo-en-colombia

A la vista de los datos publicados el viernes pasado por el ministerio, estas predicciones ya parecen un poco optimistas. En Mayo ya se extrajo por debajo de lo que sería la media de este segundo trimestre. Por lo que en junio y julio debería subir. Veremos que pasa.

Por su parte la ANH ha publicado los datos detallados por campos  hasta Abril. La media anual cae hasta los 933.000 barriles diarios. Un nivel no visto desde Agosto de 2012.

image (3)

Desde el máximo mensual de Agosto de 2015 la caida se mantiene y no parece que vaya a parar en los próximos meses, aunque el precio se haya recuperado levemente:

image (4)

A estas alturas parece ya imposible  acercarse siquiera a una media anual de novecientos mil barriles este año. Y Colombia debería empezar a prepararse para un periodo especial de escasez de energía a gran escala. La bonanza petrolera se acabó. Y las cosas en el gas y el carbón no pintan bien (pero eso ya lo veremos en el próximo post). Nos caímos de la meseta ondulante que los precios por encima de US$100 el barril permitieron mantener durante unos tres años.

Para algunas personas estas caídas son una sorpresa y se deben a supuestos problemas de exceso de regulación ambiental o laboral, a las comunidades indígenas o a la corrupción. Claro que algunas de esas cosas impiden que una parte del petróleo salga del subsuelo. y ¡menos mal! pero la principal razón es la geología, es decir, el agotamiento de los campos.

Lo que si ha sido una sorpresa es que, a pesar de la supuesta suspensión en febrero de este año de las operaciones en Quifa, la inmensa mayoría de la caída de la producción se produjo antes de la…

Drástica decisión de la Corte Constitucional contra Pacific

El alto tribunal ordenó suspender operaciones en un sector de Quifa, uno de los principales campos petroleros del país.

Y a pesar de que segun Campetrol:

el campo Quifa ha parado su operación por decisión de la Corte Constitucional,

La verdad es que en este campo la producción venía callendo desde noviembre de 2014 cuando llego a su máximo histórico de poco más de 60 mil barriles. Pero lo que no es cierto es que su operación haya parado. A día de hoy Quifa produce más de 50 mil barriles al día, a pesar de que se supone que se paralizó a finales de febrero. Es posible que la suspensión de actividades se empiece a notar a partir de ahora, pero las operaciones en Quifa, sencillamente, no se han detenido:image (5)

Repasemos ahora los campos más importantes del país:image (7)Si se fijan, la caída en Rubiales esta siendo fuerte -unos 5 mil barriles en los últimos dos meses- pero en lo que se ha acelerado bastante es la caída en el “Resto” de campos, la franja gris que representa al rededor de la mitad de la producción total. En los últimos dos meses ha caído en 20 mil barriles y en los últimos 12 en más de 66 mil.

En la tabla siguiente estan las caídas en términos absolutos y relativos de algunos de los campos más relevantes.

Abril 2015 Abril 2016 Var. ABS Var. %
OCELOTE 13,548.00 9,333.37 -4,214.63 -31.11%
CASABE 17,321.70 14,104.23 -3,217.47 -18.57%
RUBIALES 166,870.63 140,398.47 -26,472.16 -15.86%
CAÑOLIMON 29,424.00 24,795.27 -4,628.73 -15.73%
CHICHIMENESW 22,181.00 18,745.47 -3,435.53 -15.49%
RESTO 443,232.74 376,992.57 -66,240.17 -14.94%
QUIFA 57,132.00 50,019.73 -7,112.27 -12.45%
LA CIRA 27,629.50 24,391.33 -3,238.17 -11.72%

Lo más interesante es que la media de descenso anual es de más del 15%! La mayoría del descenso no viene de los grandes campos, sino de las pérdidas en los pequeños campos, aquellos que producen menos de 10.000 barriles al día y que son más del 95% del total. Lo que ha ocurrido este año, no es solo que la mayoría de los campos desciendan tan rápidamente, además de esto hay drástica caída en el número de campos en explotación:

image (6)

Casi 100 campos menos que el año pasado y la cifra más baja al menos en los últimos 4 años. Ahora mismo hay además 40 campos que llevan dos meses o más sin producir ni un solo barril.

La relación entre esto y el número de taladros activos es clara. Así están los datos:

GDS-n13-10062016

Estos son dos taladros menos operando que el mes pasado, como vimos en uno de los anteriores posts, y solo uno de ellos está en el Meta, el departamento que concentra casi el 50% de la producción y el que tenía más taladros activos (49) hace un año.

Todo esto puede parecer dramático, pero no tiene porque serlo. Eso sí, para que no lo sea hay que cambiar. Hay que cambiar mucho y muy rápido para poder imaginar un futuro sin petróleo.