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Actualización por campos

Tras 10 meses en los que la ANH no publicó datos por campos de gas ni petróleo, este mes por fin lo hizo.

Con los datos ya en la hoja de excel voy a hacer la actualización más completa hasta la fecha.  Voy a analizar 30 campos hasta mayo del 2018. Para datos más actualizados a nivel nacional vean la actualización hasta junio. Y esperen la siguiente actualización nacional de datos de gas y petróleo hasta julio en unos días. Empecemos.

Los 14 más grandes

La siguiente gráfica es de la producción total nacional por campos.  Las franjas de colores de abajo son los 14 campos que siempre analizo.  Hace menos de dos años eran casi el 60% del total de la producción y ahora son poco más del 55%. La franja gris oscura es el resto de campos.

Graf. 1. Producción nacional por campos

Como ya hemos visto en las actualizaciones nacionales la nueva meseta se mantiene estable entre 850 y 860 mil b/d. Desde octubre del año pasado los vaivenes han ido más bien entre los 820 y los 870 mil b/d.

En los 14 campos más importantes, el abultado descenso que se dió en 2015-2016 ha dado paso a una caída más ligera que parece continuar.

Graf. 2. Producción de los 14 campos más importantes del país.

Estas caídas, tanto la abultada como la más ligera siguen de cerca el comportamiento de Rubiales, que sigue siendo el campo más importante del país.

Graf. 3. Producción de Rubiales y Castilla Total (Castilla más Castilla Norte)

Tanto en Rubiales como en Castilla (este caso Castilla y Castilla Norte) se asomaba, a finales del año pasado, una cierta recuperación, pero en los últimos meses ha vuelto a haber bajadas que dejan la producción de ambos bastante estable. Estable dentro de lo que significa para el campo más importante del país haber perdido más del 40% de su producción.

Todos los demás grandes campos que producen más de 40mil barriles al día han pasado su pico máximo hace relativamente poco. No hace mucho Castilla, Chichimene, Quifa y Castilla Norte producían más de 50 mil barriles, hoy solo Castilla y Chichimene se mantienen por encima de esa cifra.

Graf. 5. Producción de Castilla, Quifa, Chichimene y Castilla Norte.

En el siguiente grupo, los que producen entre 20 mil y 40 mil b/d, hay que destacar como siempre a Caño Limón que ha perdido dos tercios de su producción en unos 9 años. Chichimene SW baja de los 20 mil b/d y Pauto Sur  y La Cira casi empatan por encima de los 31 mil b/d.

Graf. 6. Producción de Caño Limón, La Cira, Pautosur y Chichimene SW
Graf. 7. Producción en Casabe, Yariguí-Cantagallo, Moriche, Costayaco y Ocelote.

Los más pequeños de este grupo producen (o más bien producían) entre 10 y 20 mil b/d. Costayaco, por ejemplo, llegó a producir 20 mil b/d hace 5 años y hoy produce menos de 10 mil. Todos estos campos pierden relevancia. Ningúno supera ya los 15 mil b/d. Cuando vayan cayendo por debajo de los 5 mil b/d, algo que ocurrirá a finales de este año en algunos casos, los iré sustituyendo por campos más relevantes.

Arauca

La producción en Arauca, como dije en la anterior actualización también va por el camino de la irrelevancia. Entre 2009 y 2018 ha perdido aproximadamente un 50% de su producción.

Graf. 8. Producción sumada en el departamento de Arauca.

A la caída de Caño Limón, que acabamos de ver, se suman también las caídas en Caño Rondón y Chipirón, los dos campos que permitieron mantener estable la producción del departamento entre el 2011 y el 2015. Ambos han sido campos de desarrollo muy rápido pero también de caídas muy bruscas, en el caso de Caño Rondón de al rededor del 75% en solo 4 años.

Graf. 9. Producción en Caño Rondón y Chipirón.

 

Barrancabermeja

Por el contrario barrancabermeja esta en su mejor momento en años. La Cira ha empezado el año con la producción más alta de por lo menos la última década. Infantas es un poco más incierto y  parece seguir en una larga meseta sin una tendencia muy clara.

Graf. 10. Producción en La Cira e Infantas

La producción total de Barracanbermeja también esta en un buen momento, rozando los 50 mil b/d.

Graf. 11. Producción sumada de los campos de Barrancabermeja

Nuevos campos

He creado este grupo con los campos que han aparecido o se han hecho relevantes después de la aparición de este blog, es decir después de 2014. Algunos empezaron a producir en 2015 y otros solo han empezado a ser elevantes el año pasado. Probablemente de aqui salgan los campos que sustituyan a Costayaco y Ocelote, si su declive no se acelera.

Graf. 12. Producción de nuevos campos relevantes.

Juntos ya producen más que Castilla, el segundo mayor campo del país. Si siguen a este ritmo, cosa dificil pero no imposible, pronto superarán a Rubiales. Esto que puede parecer una buena noticia en realidad no lo es. Para producir lo mismo que produce un buen campo de los de antes se requiere de la suma de seis. De esos seis ya hay dos que parecen estar en problemas, Avispa y Tigana.

Graf. 13. Producción sumada de nuevos campos relevantes.

Para verlo con perspectiva hay que pensar que el crecimiento de todos estos campos solo he permitido primero reducir las caídas y luego mantener la meseta. A no ser que aparezcan nuevas cuencas costa afuera o se empiece a usar el fracking a gran escala, algo que esperamos que no ocurra, no se puede esperar mucho más que esto del sector petrolero colombiano.

Y hasta aquí la actualización por campos. Permanezcan atentos a futuras actualizaciones.

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Actualización nacional febrero

 

La producción se desploma más de un 4,3% en un mes y más de un 5%  desde diciembre.

El Ministerio de Minas y Energía informó que la producción promedio de crudo durante el mes de febrero de 2018, fue de 823.050 barriles por día, presentando una caída del 4,8% frente al mismo mes de 2017.

Fig 1. Producción (azul) segun la ANH y precios (rojo) según eia.gov. Desde enero de 1997 hasta febrero de 2018. Elaboración propia.

Es una caída bastante grande y bastante abrupta, la primera que baja de los 850 mil barriles desde marzo de 2017 y además rompe con el patrón de subidas y bajadas alternativas que se llevaba dando incluso desde antes.

Fig 2. Producción (azul) segun la ANH y precios (rojo) según eia.gov. Desde junio de 2014 hasta febrero de 2018. Elaboración propia.

Desde mediados de 2016, hace casi dos años, no había dos meses seguidos de caídas. En ese momento el descalabro de 200.000 barriles estaba tocando fondo.

Fig. 3 Variación mensual de la producción de petróleo en Colombia. Basado en datos de la ANH. Elaboración propia.

¿A que se debe esta caída? Ya el 30 de enero Ecopetrol sacó un comunicado quejándose por los atentados contra la infraestructura petrolera :

En lo que va del año se contabilizan nueve atentados contra el oleoducto, que han dejado seis abolladuras y tres roturas, así mismo, se han encontrado cinco válvulas ilícitas instaladas para el hurto de crudo.

Y así lo recogió la prensa generalista el 1 de febrero:

El oleoducto Caño Limón-Coveñas cumplió este jueves 23 días de parálisis en sus operaciones, debido a la ola de ofensivas y atentados, que durante este año se ha ensañado contra algunos de sus tramos ubicados en los departamentos de Arauca, Boyacá y Norte de Santander.

Si se fijan en los gráficos anteriores,  no es un evento tan excepcional. Más o menos para los mismos meses del año pasado una caída aún más dura ocurrió. Esto es lo que decían en marzo del año pasado los medios:

La producción de crudo en el campo de Caño Limón, operado por la estadounidense Occidental Petroleum Corp en el noreste de Colombia, comenzó a ser suspendida paulatinamente por una escalada de ataques de la guerrilla del ELN contra un oleoducto, informaron hoy miércoles fuentes militares y de la industria. 

El primer trimestre del año debe ser la temporada alta de ataques a la infraestructura petrolera.

Esta caída de 40 mil barriles, 50 mil si contamos desde diciembre, se puede explicar casi en su totalidad por el colapso de la producción en Arauca, fruto de los atentados, veremos si en realidad fue así cuando salgan los datos por campos, en unos seis meses. Pero no hay que obviar otras cosas. En primer lugar la producción de Arauca ya está por debajo de los 50 mil barriles, así lo constatabamos en la última actualización por campos que es de octubre del año pasado, y seguramente haya bajado más, dado que el campo más importante, el de Caño-Limón está al borde de la irrelevancia. Es decir, que incluso si la producción en Arauca hubiera parado completamente aún abría que averiguar de donde se perdieron al menos otros 10 mil barriles.

En segundo lugar hay que poner atención al precio:

Es la primera bajada de precio desde hace 7 meses.

Cuando el precio parecia subir imparable, llegó a las puertas de los US$70 (en enero cerro de media a US$69.08) y volvío a caer y hoy a finales de marzo, mientras escribo, está a US$68. Los inversores y los productores que ya soñaban con un precio estable por encima de esa cifra se dieron de frente contra ese muro. Y es posible que eso también haya tenido su impacto.

Esta dura caída y la forma en la que la producción se recupere, o no, tendrá efectos muy importantes sobre las finanzas nacionales, porque una vez más las metas de producción del gobierno están al límite. Asi que veremos… como siempre tendremos que permanecer atentxs.

Actualización Octubre 2017

Después de varios meses sin actualizaciones por campos por fin tenemos los datos y tiempo para analizarlos. Esta actualización va a ser muy interesante porque aunque todavía no tenemos los datos completos por campos del año pasado (todavía faltan los últimos tres meses) si tenemos los datos nacionales completos y han habido cambios interesantes. Vamos a ver entre otras cosas el efecto del incremento de los precios en los últimos meses y como reaccionan diferentes campos a estas variaciones.

Empecemos como siempre con el panorama general:

Fig 1. Precios del barril de Brent (Rojo) y Producción de Petróleo en Colombia (Azul) desde 1997 hasta Diciembre de 2017.

La línea roja, la del precio del barril de Brent, empieza a dibujar una subida que ya recuerda a la de principios de este siglo, la que nos llevó al récord historico de más de 147 dólares por barril. La que permitió la explosión del fráking en Estados Unidos, la que hizo factible la explotación de Rubiales en Colombia, la que desbloqueó las arenas bituminosas en Canadá. Por ahora el petróleo sigue barato, esta tocando intermitentemente los 70 dolares. Sin embargo, la economía global sigue débil así que es demasiado pronto para apostar por una subida tan dura y prolongada, pero hay que estar atentos.

La producción por su parte se mostro errática en estos últimos cinco  meses en los que se han intercalado caidas y subidas:

Fig 2. Variación mensual de la producción de petróleo en Colombia

Al acercarnos a lo que ha sucedido en los últimos tres años vemos algunos detalles más:

Fig 3. Precios del barril de Brent (Rojo) y Producción de Petróleo en Colombia (Azul) desde 2014 hasta diciembre de 2017. El último dato de producción es de octubre de 2017.

Todas las caidas en los últimos cinco meses han sido sucedidas por subidas mayores, de forma que el resultado ha sido un incremento errático de la producción. Por primera vez desde hace un año y medio superamos los 870 mil barriles al día. Este nivel de producción no se veía desde que entramos en la nueva meseta. En diciembre hubo una subida de unos 20.000 barriles, algo significativo.

¿De donde salieron esos barriles? vamos a ver si lo descubrimos. En cualquier caso tocará esperar a ver que pasa de aquí en adelante para ver si esto consolida una tendencia alcista o si la meseta se mantiene.

La producción por campos

A partir de aquí solo tenemos datos hasta octubre del 2017.

Así se ve la producción cuando separamos los datos por campos. Las franjas de colores en la parte inferior de la gráfica representan a los 14 campos más importantes del país y que son los que siempre analizamos en todas las actualizaciones. Representan más del 50% de la producción total.

Fig 4. Producción total de petróleo por campos desde 2009 hasta octubre de 2017.

 

Al final de la franja gris oscura vemos una ligera subida hasta los 864 mil barriles, esa fue la de octubre, en la próxima actualización por campos podremos ver la caída posterior de noviembre de nuevo hasta los 850 mil barriles y el salto bastante sorprendente hasta los 870 de diciembre. Por ahora lo que vamos a intentar es descubrir de donde vienen los 10 barriles extra de octubre, porque seguramente de ahí vengan los 20 mil barriles extra de diciembre.

Cuando analizamos solo estos 14 campos más importantes vemos que de ahí no vino la subida de octubre y seguramente tampoco la siguiente. Todo lo contrario, a pesar de que Rubiales ha subido bastante en los últimos meses, el acumulado de estos campos mantiene una ligera tendencia a la baja.

Fig 5. Los 14 campos más importantes de Colombia desde 2009 hasta octubre de 2017

Sin embargo es muy interesante que Rubiales lleva dos meses seguidos subiendo, cosa que no pasaba desde 2015, y está en máximos de los últimos 12 meses. Es más Rubiales toco suelo en Diciembre de 2016 con 112 mil barriles y desde entonces ha ganado casi 10.000 barriles. La recuperación ha sido tal que ha vuelto a ser el campo de mayor producción del país superando otra vez a Castilla  (en realidad es la suma de Castilla y Castilla Norte) que no se desempeña tan bien este año.

Fig 6. Producción comparada del Campo Rubiales y Castilla (incluyendo Castilla y Castilla Norte). 2009 a octubre de 2017.

Creo que con estos datos podemos afirmar ya que la fase en Rubiales ha cambiado. Ya  no estamos en la fase de caída sino en un nuevo momento de estabilización con ligeras subidas. Si bien es cierto que la recuperación o la estabilización de la meseta nacional no parece que se vaya a sustentar en grandes campos, si es verdad que el hecho de que el campo más importante deje de caer facilita que las nuevas incorporaciones por pequeñas que sean no solo impidan que la producción caiga sino que además pueden hacerla subir.

Fig 7. Variación mensual de la producción de Campo Rubiales desde enero de 2009 hasta octubre de 2017

De todas formas ya hemos dicho que la extracción nacional ha subido en más de 10 mil barriles entre septiembre y octubre del año pasado y justo en esos dos meses Rubiales prácticamente se mantuvo estable, así que ya sabemos que de aquí no salieron esos barriles nuevos.

Si quitamos a Rubiales del gráfico el resto de los campos más importantes caen todavía más y en su conjunto están en mínimos de los últimos 12 meses.

Fig 8. Campos más importantes de Colombia exceptuando Rubiales.

Veámoslos separados para mayor detalle:

Fig 9. Prodicción de Castilla, Quifa, Chichimene y Castilla Norte desde 2009 hasta octubre de 2017.

Los más grandes son los más estables. Castilla tuvo su segundo y tal vez último pico en marzo de 2016 con más de 86 mil barriles. Hoy produce 70 mil. Chichimene llego a su máximo en enero de 2015 con 60 mil barriles. Hoy produce 50 mil. Castilla Norte llegó a su máximo en septiembre de 2015 con unos 55 mil  y hoy produce 43 mil. Por último Quifa llegó a su máximo en noviembre de 2014 con 60 mil y hoy produce 42 mil.

Si se fijan en los últimos dos meses Castilla y Castilla Norte presentan pequeñas subidas. Juntas suman unos 5 mil barriles. Ya hemos descubierto de donde sale la mitad de la subida del mes de octubre.

Fig 10. Producción de Caño Limón, La Cira, Pauto Sur y Chicimene South West desde enero de 2009 hasta octubre 2017

De este siguiente grupo solo cabe destacar a Caño Limón que ya está a punto de perder la barrera sicológica de los 20 mil barriles. La Cira, Pauto Sur y Chichimene SW se mantienen en sus propias mesetas máximas de las que posiblemente solo saldrán hacia abajo.

Fig 11. Producción de Casabe, Yarigui-Cantagallo, Moriche, Costayaco y Ocelote, desde enero 2009 hasta octubre 2017.

De este último grupo de los campos más importantes solo cabe destacar que el declive es generalizado y manifiesto. Todos estaban ya bastante por debajo de los 15 mil barriles en el pasado octubre y algunos a estas alturas ya deben estar por debajo de los 10 mil.

Arauca

Las que sigan habitualmente este blog ya sabrán que cuando hay grandes variaciones hay que mirar al departamento más inestable del país: Arauca. Así que podemos buscar ahí a ver si cambió algo importante.

Fig 12. Producción acumulada de los campos más importantes del departamento de Arauca.

Pero toda parece indicar que no. La producción total de Arauca ya va camino de la irrelevancia. Ha perdido casí la mitad de su producción en 9 años.

Fig 13. Comparación de la producción de Caño Limón y Chipirón.

Como de Caño Limón ya hablamos pasemos directamente a Chipirón, el segundo campo más importante del departamento. Aunque en 2015 parecia que despegaba, rápidamente empezó una tendencia bajista que se mantiene y que sigue bastante paralelamente la evolución de Caño Limón.

Lo mismo pasa con Caño Rondón, el tercer campo más importante:

Fig 14. Comparación de la producción de Chipirón y Caño Rondón.

Todos estos campos nuevos tienen una etapa de crecimiento muy corta y prácticamente no tienen una meseta productiva. Pasan rápidamente del crecimiento al declive. De Arauca solo cabe esperar caídas.

Tigana, Avispa y Jacana

Fig 15. Producción acumulada de los campos de Tigana, Jacana y Avispa desde diciembre de 2013.

Todos estos campos tienen menos de 5 años de existencia y sin embargo juntos ya producen casi 50 mil barriles diarios. Son las nuevas promesas (aunque están en el Meta, en una cuenca bien conocida y que produce sobretodo petróleo pesado o extrapesado).

Dos campos se portaron bien en estos últimos dos meses:

Fig 16. Producción de los campos de Tigana, Avispa y Jacana desde diciembre de 2013.

Jacana y Tigana Norte ganaron unos tres mil barriles entre los dos. Sumados a los 5 mil anteriores ya tenemos descubiertos 8 mil de los casi 11 mil que estabamos buscando. Y además tenemos un sitio al que mirar para encontrar subidas cuando lleguen los datos de diciembre.

Barrancabermeja

El último sitio de moda donde buscar subidas fue durante todo el año pasado Barrancabermeja. Sobretodo el complejo La Cira-Infantas:

Fig 17. Producción de La Cira e Infantas desde enero 2009 hasta octubre 2017.

Durante el 2016 parecía que La Cira, uno de los campos más antiguos e importantes del país, iba a retomar las subidas que tuvo hasta 2013, gracias al éxito de su programa de recobro mejorado, pero no llegó a superar su máximo de ese año y ahora parece que vuelve a las caídas. Este tipo de curvas son extrañas y pueden responder a más recobro mejorado todavía. Es como sí en La Cira estuvieran tratando de exprimir aún más, pero la pinta que tiene es mala, pueden venir caídas abultadas en el futuro próximo.

El caso de Infantas es menos espectacular. Tuvo un pico durante 2015. Luego toco fondo a finales de 2016 y desde entonces va subiendo. El resultado es que juntos producen más de 40 mil barriles.

Fig 18. Producción acumulada de La Cira e Infantas desde enero de 2009 hasta octubre 2017.

El problema es que si vuelven las caídas a La Cira, y es casi seguro que volverán y que el plan de recobro mejorado ya ha dado todo lo que tenía que dar, Infantas, que es mucho más pequeño, no va a tener capacidad de reponer tanta cantidad de petróleo. De estos dos campos solo vinieron unos 200 barriles de los 10 mil de la subida de octubre. En todo caso son un lugar a tener en cuenta para el futuro.

El resto

Castilla y Castilla Norte, Jacana, Tigana, Infantas… Parte de las subidas de octubre vienen de estos campos, pero esto no explica todo, ni tampoco los vaivenes productivos.

Evidentemente hay muchos más campos cuya producción subió y bajó en los meses que estamos analizando. Sobretodo campos pequeños que producen menos de 10 mil barriles (creo que he analizado casi todos los que producen más de 10 mil barriles en esta actualización). De ahí salen los tres mil barriles que faltan y seguramente una gran parte de la subida de diciembre venga de campos pequeños que se cerraron durante los peores meses de la crisis de precios y que se están volviendo a abrir justo ahora que los precios se estabilizan cerca de los 70 dolares.

 

Actualización hasta marzo

Esta es, otra vez, una actualización doble. Por un lado tenemos los datos de produccion nacional totales hasta Mayo y por otro lado la ANH ha publicado ya los datos de producción por campos de Enero, Febrero y Marzo. Con los datos del primer trimestre completos y con los datos nacionales hasta Mayo, es decir, casi el primer semestre completo, ya podemos hacernos una idea de como puede ser este año. Hay algunas cosas interesantes.

La nueva meseta ondulante

Todo apunta a que, en contra de mis previsiones, se esta llegando a una nueva meseta productiva, es decir, un periodo de cierta estabilidad después de la fuerte caída que hubo entre Diciembre de 2015 y Agosto de 2016. De hecho, las previsiones del gobierno están señalando a esa nueva meseta (aunque esto por sí solo podría ser una prueba de que esa meseta no se va a prolongar mucho. Ya sabemos lo buenas que son las previsiones del gobierno):

El presidente de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH),Orlando Velandia, dijo que el Gobierno proyecta la estabilización de los precios del crudo cerca a los USD50 por barril, lo que permitirá que la mayoría de las compañías acometan  labores de exploración y desarrollo que garanticen incrementar reservas y mantener niveles de producción por encima de 850.000 barriles diarios.

Así esta la producción nacional con la perspectiva histórica:

Producción y precios históricos

Y así se ven los últimos meses:

Producción y precios desde junio

Llevamos ya casi un año produciendo al rededor de 850.000 barriles diarios. En Marzo hubo una fuerta caída que revisaremos más adelante, pero que como ya se imaginarán lxs lectorxs habituales tiene algo que ver con lo que pasa en Arauca.

El establecimiento de esta meseta se debe principalmente a la estabilización de los precios también en el ámbito de los 50 dolares por barril. La cuestión es si los inversores se conformarán con eso, un rango de precios de entre 45 y 50 dólares, o si lo que esperaban cuando volvieron a invertir es que el rango fuera de entre 50 y 60  dólares por barril.

Hasta ahora los precios no se han mantenido relativamente estables por debajo de los 50 dólares. Así que la salida de la meseta tiene más posibilidades de ser hacia abajo que hacia arriba.

Además, parece que el miedo acerca de la duración de las reservas se intensifica:

“Se pronostica que, ante la reducción de las exportaciones de crudo, la pérdida de autosuficiencia petrolera se presente a partir del año 2019 para Ecopetrol; 2020 para la Nación (Ecopetrol + Regalías); 2021 para el país (Ecopetrol + Regalías + Contratos Asociación + Contratos Concesión) y 2023 para combustibles (capacidad instalada para refinación)”

Producción por campos

Así se ve la producción por campos hasta marzo de este año:Produccion de petróleo por campos

Marzo, el final de la línea, es el punto más bajo, y se debe sobretodo a la caída casi a cero de la producción en Arauca, de la que ya hablamos en la anterior actualización nacional. Una vez más los problemas socio-políticos se adelantan a los problemas geofísicos: la naturaleza es mucho más estable que la sociedad. Esto solo es una pista de por donde van a venir los problemas en el futuro.

Así se ve la producción de los 14 campos más importantes del país:

50% de la producción de petróleo de Colombia

Estos 14 campos llegaron a representar casi el 60% de la producción nacional con más de 600.000 barriles diarios. Hoy estan sufriendo para llegar a los 500.000 barriles y en meses como marzo apenas superan los 450.000.

Veamos ahora solo los campos más grandes

Rubiales y Castilla produccion petroleo

Rubiales recupera el primer puesto. No porque haya subido, sino porque sus caídas son más leves que las de todos los campos de Castilla. Sin embargo tendremos que esperar a ver lo que pasa en el segundo semestre para ver cual de los dos cae más rápido. Es interesante ver como la curva de declive de Rubiales se asemeja tanto a su curva de ascenso. De seguir así lo que se avecina es una caída mucho más acelerada. Castilla por su parte lleva cayendo ya unos seis meses y el declive va a mas.

Si nos centramos en el siguiente grupo de campos: Castilla, Quifa, Chichimene y Castilla Norte, esto es lo que vemos:

Principales campos petroleros de Colombia exepto Rubiales

Estabilidad es la tendencia aquí. Hay algunas leves caídas como en Castilla y Castilla norte. Pero la caída fuerte de Chicimene prácticamente se ve compensada por la subida de Quifa. Posiblemente se deba a algun tipo de recobro mejorado. Veremos cuanto aguanta.

Arauca

Obviamente la dura caída de Marzo tiene algo que ver con Arauca:Producción petrolera de AraucaEn realidad, toda la caída se explica por los más o menos 50 mil barriles que se dejaron de producir en Marzo, repitiendo caídas igual de bruscas que se vienen dando más o menos cada año, como se ve en la gráfica. Pocos incentivos para invertir en esa zona de seguir así.

Caño Limón bajó practicamente a cero mientras que Chipirón aguantó mejor y parece que también se recuperará mejor.

Sabemos que en Abril y Mayo la producción en Arauca se recupera y por lo tanto la meseta de los 850.000 sigue relativamente firme. A ver hasta cuando.

Hasta la próxima actualización.

 

(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.

Noticias petroleras de marzo

Empezamos este resumen de noticias con la más preocupante, la imposibilidad de mantener funcionando el oleoducto de Caño Limón-Coveñas esta afectando seriamente a la producción, lo veremos con claridad cuando publiquen los datos oficiales por campos de marzo (algo que tal vez ocurra a finales de año, si siguen con el ritmo de publicación actual…). A partir de ahí las noticias se dividen principalmente en dos grupos: las de los optimistas que creen que este año va a haber una recuperación en la producción (cuando ya sabemos que lo mejor que puede pasar es que la caída sea mas leve) y los pesimistas que creen que si las reservan solo alcanzan para cinco años, las caídas van a ser pronunciadas. Elijan su posición.

americaeconomia.com 1/03:Occidental comienza a suspender producción de petróleo en campo de Colombia por ataques de rebeldes

El oleoducto Caño Limón-Coveñas, que transporta crudo desde los campos hasta un puerto del Mar Caribe para su exportación, no funciona desde el 15 de febrero por una serie de ataques con bombas atribuidos por las autoridades militares al Ejército de Liberación Nacional (ELN), la segunda fuerza rebelde del país.

larepublica.co 3/03:Combustibles, alimentos y agro impulsaron las exportaciones

Luego del débil 2016 que tuvo el comercio exterior y con cuatro eneros con caídas en las exportaciones, tanto gremios como Gobierno coincidieron en que las empresas no se habían adaptado a los cambios del mercado internacional, ni habían aprovechado los mejores precio del petróleo ni la tasa de cambio.

eltiempo.com 5/03:Quedó listo revolcón para reanimar la búsqueda de petróleo en el país

Esto es lo que se viene con el nuevo reglamento de asignación de bloques recién aprobado.

elpais.com 14/03:Gas Natural prepara acciones legales tras liquidar Colombia su filial Electricaribe

La empresa española ha pedido al Gobierno de Santos que rectifique antes de decidir reclamar al Ciadi un arbitraje internacional

 

resumenlatinoamericano.org 16/03:Colombia. En cinco años se acabarían las reservas de petróleo del país

El petróleo es una de las principales fuentes de energía en el mundo y para Colombia es el motor de la economía. Tanto es así que la reciente baja en el precio del hidrocarburo ocasionó la regresiva Reforma Tributaria del año 2016. Esta relación de dependencia económica continuará según los planes del Gobierno, incluso cuando las reservas de petróleo en el país se calculan para no más de cinco años.

elcolombiano.com 20/03:Petróleo genera interrogantes para la economía

Tras el oscuro panorama de precios que enfrenta el petróleo desde el 2014, todo apunta que el 2017 podría ser el año de la recuperación, aunque hay voces que señalan que el panorama no está del todo despejado.

revistapetroleoygas.co 22/03:Ecopetrol ha dejado producir 900 mil barriles de crudo por ataques terroristas

A 900 mil asciende el número de barriles de petróleo que Ecopetrol ha dejado de producir por cuenta de la parálisis en el oleoducto Caño Limón Coveñas, producto de los reiterados atentados por parte del Ejército de Liberación Nacional (ELN).

 

eltiempo.com 26/03:Afán de las petroleras para alcanzar una producción más alta

Se prevé que en el 2017 se invertirán 3.370 millones de dólares en el sector de hidrocarburos.

portafolio.co 31/3:En febrero, producción de petróleo y gas aumentó en Colombia

La producción promedio de crudo durante el mes de febrero fue de 864.000 barriles por día, un 0,4% más que en enero pasado.

Noticias petroleras de diciembre

El repaso a las últimas noticias del 2016. Un año bastante malo en cuestión petrolera, sobretodo por la pérdida de al rededor de 200.000 barriles y por que cada barril rinde cada vez menos. Esto fue lo que dió de sí diciembre:

armandobronca.com 1/12: “Colapso de la Aviación en Latinoamérica

La aviación en Latinoamérica tiene los días contados

No por anunciado por mi, está ocurriendo, pero me entristece que ocurra es la evidencia del Colapso de la Sociedad Industrial y por supuesto se tiene que presentar primero y se presenta, en los países marginales de la civilización.

eltiempo.com 2/12: “Desde este viernes, pararán la producción del oleoducto Caño Limón

Con la parálisis, cada día se dejarán de producir unos 50.000 barriles de petróleo en el país.

lapatilla.com 12/12: “Campo petrolero de Occidental en Colombia reinicia producción de crudo

La estadounidense Occidental Petroleum Corp reanudó la producción de crudo en el campo de Caño Limón en Colombia, que permaneció suspendida más de una semana por una escalada de ataques de la guerrilla del ELN contra un oleoducto, informaron el lunes fuentes militares y de la industria petrolera.

contagioradio.com 13/12: “EL MAPA DEL FRACKING EN COLOMBIA

Son 43 bloques petroleros en Colombia los que aparecen clasificados como ‘yacimientos no convencionales de hidrocarburos’, es decir, que podrían ser destinados para fracturamiento hidráulico o fracking, como lo evidencia un mapa realizado por Fidel Mingorance, de acuerdo con los datos del informe ‘Mapa de tierras’ de la Autoridad Nacional de Hidrocarburos, ANH, publicado el pasado 19 de octubre de este año.

eltiempo.com 21/12: “Tras caída de 60 % en inversión, las petroleras prevén mejoría en 2017

En exploración y producción habrá de US$ 4.470 millones a US$ 4.940 millones.

20minutos.com 21/12: “Colombia: Caen a la mitad ataques contra sector petrolero

Los ataques contra la infraestructura petrolera en Colombia cayeron a la mitad en 2016, informó el miércoles la Asociación Colombiana de Petróleos.El presidente de la Asociación, Francisco Lloreda.

gestion.pe 31/12: “Santos sancionó reforma tributaria en Colombia

Tras su largo y polémico tránsito en el Congreso de la República, el presidente Juan Manuel Santos sancionó este jueves la reforma tributaria, la cual entrará a regir a partir del primero de enero de 2017.

Actualización Julio y Agosto

La ANH ha publicado muy recientemente los datos de Julio y Agosto por campos, contratos, departamentos etc.

Vamos de una vez a lo importante: ¿Qué pasó en Arauca? Como ya sabíamos, la producción de Colombia no llegó al millón de barriles en ninguno de los dos meses y como sabemos el precio internacional sigue bajo y no había una racha tan mala desde hace más de 10 años:

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Veámoslo más de cerca:

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Esta caída se debe, como vimos hace poco, a que las instalaciones de Caño Limón y de Arauca en general, estuvieron casi completamente paradas durante julio y solo empezó a salir un poco de petróleo en agosto:

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Aquí lo podemos ver campo por campo:

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Todo este problema de Caño Limón, tal vez tarde todavía un par de meses en normalizarse y solo entonces podremos ver hacia donde van los campos que mantienen a Arauca en el mapa petrolero nacional, Chipirón y Caño Rondón, que por cierto, son los únicos que han vuelto a producir a un ritmo más o menos considerable en agosto.

Las dudas sobre si se superará el máximo de producción anual media alcanzado en 2013, de 1,010 m/bd parece que no se despejarán hasta final de año. Hasta agosto la media de producción anual era de 1,008 m/bd, así que si todos los campos no están en su máximo rendimiento las cosas van a estar muy apretadas.

¿Qué pasó en el resto de campos importantes? Pues aquí va la producción total por campos:

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Y aquí para más detalle, solo los más importantes:

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Aparte de las conocidas caidas de todos los campos de Arauca, otros campos presentaron declives importantes: Castilla pierde 8 mil barriles en dos meses, Chichimene casi 2 mil, La Cira mil, Casabe 2 mil, mientras que Castilla Norte gana 5 mil, Yarigui sube 2 mil y Costayaco y Ocelote mil, los demas suben o bajan menos de mil barriles al día.

En otro orden de cosas, Ecopetrol nos esta transmitiendo casi en directo via su twitter lo que le espera al sector petrolero colombiano en el futuro próximo

Todo lo que no se esta explorando, se va a intentar sustituir por el recobro mejorado. Veremos que efecto tiene. De ahi también que ahora acabemos de pasar el II Foro Mundial de Recobro. De esta forma, es muy probable que veamos en el medio plazo que los campos antiguos reducen sus caídas tan dramáticas y se equilibran pero que a la vez no se incorporan nuevos campos que sustituyan el inevitable declive.

Sigan pendientes.

De lo que pase en Caño Limón dependerá que 2015 sea o no el año del pico del petróleo en Colombia

Mientras esperamos la publicación de los datos de producción de la ANH, que se están haciendo esperar más de lo normal, hablamos de Arauca.

Arauca fue la principal zona productora de petróleo durante bastantes años. Empezó su época dorada en 1983 cuando se descubrió el Campo de Caño Limón aunque solo hasta diciembre del 1985 empezaría la producción con 19 pozos y 8.000 barriles diarios. Es dificil encontrar series de datos fiables anteriores al 2009 por departamentos, campos o contratos (gracias, sistemas de información y control colombianos…. si alguien tiene datos fiables que los comparta), sin embargo según algunas fuentes este campo llegó a su máximo productivo en 1992 con más de 250.000 barriles diarios, lo que en esa época sería al rededor del 50% de la producción nacional. Esto nos da una idea de importancia que llegó a tener este campo para el país. Colombia llegó a exportar petróleo gracias a él. Pocos años despues, en 1998, Colombia llegó a su primer pico con una producción de 850.000 barriles en diciembre, y comenzó un descenso que llegó hasta bien entrado el siglo XXI (como vimos aquí).

Caño Limón ha sido uno de los campos más importantes y Arauca como departamento llegó a ser durante los 90’s el principal productor de oro negro, luego empezó a decrecer bastante aceleradamente y no fue hasta 2009 que Campo Rubiales (un campo con petróleo mucho más pesado y que apenas superó los 200.000 barriles diarios en su máximo) lo superó. De su mano el departamento del Meta se convirtió en el relevo de Arauca.

Hoy la producción de Arauca apenas llega a los 70.000 barriles con suerte si no hay atentados de por medio:

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Últimamente se habla mucho de el Oleoducto Caño Limón porque por el se transportan estos 70.000 barriles de petróleo que salen de Arauca hacia Coveñas, en la costa, siempre que no haya un atentado. En julio y agosto los ha habido, como en abril y mayo de 2014 cuando apenas salieron 7 mil barriles de petróleo diario de media o en octubre o febrero de 2013 cuando apenas salieron unos 35 mil barriles o en junio de ese mismo año unos 29 mil.

La cuestión es que, desde que se llegó al millón de barriles de producción total, por primera vez en enero de 2013 (muy poco antes del pico de producción de Rubiales que fue en junio de ese año), cada vez que en Arauca se producen menos de 50.000 barriles diarios, la producción nacional cae del millón.

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Hasta 2011 el declive natural e incluso las caidas más o menos drásticas que había se compensaban ampliamente por los aumentos de otros campos como Rubiales especialmente y el resto del Meta.

El problema de fondo es, sin embargo, más acuciante. Parece que la estabilidad del millón de barriles diarios depende de que Caño Limón siga produciendo y el oleoducto siga transportando, lo cual se ha hecho más y más dificil en los últimos tres años. Como se ve en la gráfica siguiente, este departamento cada vez presenta oscilaciones más grandes debido a los atentados.

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Pero aún si este no fuera el caso, el declive natural del departamento es bastante claro. Mientras Caño Limón, el más importante ha perdido al rededor del 50% de su producción en los últimos 6 años, solo Chipirón y Caño Rondón (dos campos muy nuevos y pequeños) presentan balances positivos, aunque igual de rapidamente parecen agotarse:

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A nivel nacional julio y agosto no superarán el nivel del millón de barriles diarios (aunque esos datos no estan confirmados por la ANH y por lo tanto todavía no hay datos por campos, por eso solo uso los datos hasta junio). Dicho de otra forma Arauca no habrá producido ni siquiera 50 mil barriles diarios. Si en septiembre ocurre lo mismo es difícil que en 2015 se supere el máximo de producción de 2013 (en media anual) de 1,010 millones de barriles diarios, con lo cual ese se confirmaría como el año del máximo volumen de producción y empezaríamos a ver el pico del petroleo en colombia por el espejo retrovisor.

Con los niveles de inversión, exploración y descubrimientos que está habiendo actualmente debido a la caída del precio internacional del petróleo, es posible que la situación se deteriore con rapidez. Tan pronto como la ANH publique los datos de julio veremos hacia donde vamos en la nueva actualización.