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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!

 

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Análisis de La Cira-Infantas y el Recobro Mejorado en Colombia

Este año hemos visto muchas noticias sobre la Cira-Infantas, uno de los campos más antiguos del país. En este post vamos a echar un vistazo a lo que está pasando en matería energética allí.

Desde hace unos años hay cierta euforia acerca de lo que está pasando allá. Esto es lo que se decía en 2008:

Recuerden que en ese año Colombia llegaba al millón de barriles diarios extraídos. Era la segunda época dorada del país.

Pero para entender porque tanta alegría empecemos por el principio. Este campo (o estos campos, porque en las estadísticas de la ANH La Cira e Infantas son dos campos diferentes), se empezó a explotar en 1918. 10 años después ya producía en torno a los 60.000 barriles diarios y tocó techo en 1939 con casi 65.000 barriles diarios. En los años 50 hubo una primera inyección de agua para reducir la velocidad de la caída, lo cual consiguío mantener el nivel de producción más o menos estable hasta mediados de los 70. Desde entonces empezó un lento declive que lo llegó hasta los 5.000 barriles diarios en los años 2003-2006. Y ahí es cuando empieza la segunda infancia de La Cira-Infantas, y la causa de toda esa euforia.

Fuente: Presentación de Ecopetrol en el II Foro Mundial de Rocobro Mejorado (2014). Clic aqui para descargar.

Desde 2003 se redesarrolla la inyección de agua y aproximadamente en 2007, la producción se disparó hasta un 800% y recuperó niveles de los años 50. Esto se consiguió gracias a las técnicas de recobro.

El recobro y el recobro mejorado

Normalmente de los pozos de petróleo el petróleo fluye. Al menos al principio.

Esto se debe a la presión a la que está almacenada el recurso. Pero tan pronto como se abre el pozo la presión empieza a descender hasta que llega un momento en el que el petróleo ya no sale solo. Ahí es cuando se acaba lo que se conoce como el recobro primario y empieza el recobro secundario. El recobro secundario normalmente consiste en inyectar agua al pozo para mejorar la presión, o gas o algo similar. Estas dos formas de recobro son más o menos convencionales. Una vez que esto deja de funcionar, por ejemplo por que se empieza a sacar más agua que petróleo, comienza lo que se llama el recobro terciario o recobro mejorado, en el que se utilizan técnicas más complejas que se basan en la modificación de las características del petróleo para facilitar su salida.

En definitiva se trata de exprimir los pozos lo máximo posible. ¿Y cuánto es lo máximo posible? Pues parece ser que la cantidad de petróleo que se consigue extraer de la mitad de los pozos del mundo es máximo del 36% del total del pozo (esto quiere decir que de la otra mitad se recupera más, con un tope máximo de un 65%, pero también que hay muchos en los que se recupera mucho menos). Es decir que por cada 100 barriles que se descubren en ese 50% de los pozos del mundo se consiguen extraer máximo 36. ¿Les parece poco? Pues en Colombia la cifra es exactamente la mitad.

Según algunas referencias (como esta) Colombia no es un lugar donde se hayan usado muy intesamente esas técnicas, pero como hemos visto hay algunos campos donde los resultados no han sido para nada despreciables. Sin embargo esto no quiere decir, como se afirma muy insistentemente que el recobro o el recobro mejorado vayan a evitar la dependencia energética.

Límites del recobro

Volvamos a La Cira-Infantas. No se puede negar que gracias al recobro secundario la producción se ha multiplicado por  más de 7 en pocos años, pero no es lo mismo perforar un pozo de petróleo y dejar que fluya, como vimos en el vídeo, a tener que inyectar agua a presión o gas para que siga saliendo. En otras palabras la energía neta que aportaba al país La Cira-Infantas en los años 50 era superior a la que aporta ahora mismo aunque en volumen la cantidad sea la misma. ¿Porqué? porque del total de energía que sale del pozo una parte se gasta en inyectar el agua que permite su extracción y en gestionarla cuando vuelve a salir del pozo.

Dicho de otra forma, esto significa que, aunque algunos se las prometan muy felices, aplicando el mismo esfuerzo el resultado es peor. Por eso aunque la cantidad de barriles que salen de La Cira-Infantas sea la misma, la cantidad de energía ha caído. Y ahí esta el quid de la cuestión.

Los últimos años

Y en esa situación se sigue. La Cira-Infantas continúa produciendo lo mismo desde hace unos dos año, pero la cantidad de energía neta seguramente siga cayendo.

La gráfica que vimos al principio termina en 2014. ¿Qué ha pasado desde entonces? Pues todo ha cambiado pero nada ha cambiado. Entre finales de 2014 y principios de 2016 la producción volvió a retomar las caídas, al menos en La Cira (recuerden que según las estadísticas de la ANH La Cira e Infantas son dos campos diferentes). Estas caídas se vieron parcialmente compensadas por las subidas en Infantas en ese mismo momento. Sin embargo ahora pasa justo lo contrario, Infantas vuelve a descender desde mediados de 2015 y La Cira vuelve a crecer desde mediados de 2016.

Sumando los dos las cosas quedan así:

En conjunto al menos desde 2013 (no tengo los datos de Infantas anteriores a 2013) estos campos se encuentran en lo que se conoce como la meseta ondulante al rededor de los 40.000 barriles. Recuerden, más de un 50% por debajo de su máximo de producción allá por los años 30.

Y este estancamiento ha venido acompañado más recientemente de otras noticias ya no tan alegres:

Por protestas, el campo La Cira-Infantas está a punto de una parálisis

Según el presidente de Ecopetrol se han presentado actos vandálicos que impiden la normal operación del complejo petrolero.

Seguiremos pendientes de la evolución de estos campos en las próximas actualizaciones.

Nos vemos pronto.

(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 junio

Nos saltamos la actualización de mayo y nos vamos directamente a junio, para encontrar algunos datos interesantes. El precio internacional de petróleo se vino hundiendo despues de registrar subidas en mayo hasta los 61 dolares. La caída sostenida de los precios empieza a impactar la producción de una forma cada vez más evidente. En mayo la producción se mantuvo en 1.026 millones de barriles al  día, en junio se desploma hasta los 1.009. Y parece que los datos de julio van a ser todavía peores.

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Hagamos zoom para ver mejor lo que pasado en los últimos 12 meses. El precio ha caido casi un 50%, sin embargo la producción se ha mantenido e incluso ha aumentado, al menos hasta enero de este año. A partir de entonces el impacto de los precios bajos empieza a notarse. Veremos que pasa en julio y agosto con las nuevas y pronunciadas caídas del precio de al rededor de 20 dólares el barril, y con las perspectivas de que esto continúe: “lower for longer” es el lugar común de cada vez más analistas.image (19)

Detalles

Esta fuerte caída recae sobretodo sobre los hombros de los grandes campos: Rubiales y Castilla. Hace unos días Portafolio nos sorprendía con una noticia un poco rara.

Rubiales ya no es el mayor productor de petróleo en Colombia

El campo Castilla, de Ecopetrol, lleva dos meses con un volumen por encima de los 120.000 barriles promedio diario.

Parecen querer decir que Castilla ha crecido tanto que ha superado al que llegó a ser el mayor campo productivo de Colombia, cuando en realidad es la caída de la producción en Campo Rubiales la que habría permitido este sorpasso. En cualquier caso las estadísticas son engañosas: Campo Rubiales ha sido recientemente dividido en las estadísticas de la ANH en dos contratos diferentes: Piriri y Rubiales ambos explotados por Meta Petroleum. El primero extrae al rededor de 40 mil barriles (y bajando) y el segudno al rededor de 120 mil (y bajando). Por lo tanto Rubiales produce al rededor de 160 mil barriles en total, la cifra más baja desde 2011 para este campo.

Portafolio encambio no tiene problemas en unir hasta 7 campos de hasta 4 contratos diferentes operados todos por Ecopetrol para presentarlo como un campo que produce a niveles record, eso sí, siempre mucho más bajos que los 160.000 barriles diarios de Rubiales.

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Pasemos ahora, como siempre, a ver como evolucionan los campos más importantes, que representan más del 50% de la producción total. Como ya hemos visto muchas veces, esta depende de solo 14 campos:

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Despues del leve crecimiento despues del fin del declive de principios de 2014, estos 14 campos vuelven a decrecer y se alejan de los 600.000 barriles. Como siempre unos de estos campos crecen y otros decrecen.

En terminos interanuales los únicos que crecen son: Castilla, Chichimene, Castilla Norte, Pautosur Chichimene SW y Moriche:

image (21)Sin embargo como se puede ver, el ritmo de crecimiento, que aparentaba ser exponencial hasta principios de este año, se frena, especialmente porque Castilla y Chichimene se estabilizan tras meses de fuertes incrementos. Este grupo solía tener un campo más, Quifa, que ha pasado al grupo de campos que decrecen. Este grupo terminará por desaparecer, obviamente, y el grupo de campos que decrecen terminará absorbiendolos a todos:

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Veamos algunos de los datos más llamativos:

Campo Rubiales, que a pesar de todo, sigue siendo el campo más grande, hoy solo representa el 16% de la producción total, cuando llegó a representar más del 22%. Ha perdido un 31% de su producción desde su pico en 2013. Un 15% en los últimos 12 meses.  Además a Pacific Rubiales, la empresa que explota el campo a traves de Meta Petroleum,  se le acumulan los problemas, aunque de otro tipo:

Un grupo de aproximadamente 70 indígenas de la etnia Sikuani incursionó en la mañana de este viernes en un campamento petrolero de la empresa Pacific Rubiales en Puerto Gaitán (Meta), y quemó dos vehículos y saquearon aparatos tecnológicos y electrodomésticos, según la Policía del Meta.

Y más problemas

En arranque del día, Pacific recupera 2 de los 45 puntos perdidos ayer

El título cayó 45 % en Toronto y en Colombia. Hoy a las 9:30 a.m la acción iba en $ 6.240.

Por último, hasta se han tenido que cambiar el nombre porque en menos de un año dejarán de poder explotar Campo Rubiales y no saben muy bien como sustituir el que representaba hasta el 33% de su producción:

Pacific se desprende del apellido Rubiales

La compañía dice que está reemplazando la producción de la primera área de extracción del país.

En otro frente del conflicto petrolero uno de los campos más importantes hasta la llegada de los grandes campos de petroleo pesado como Castilla y Rubiales,  es el de Caño Limón, ya en declive terminal. Este campo ha perdido desde 2009, cuando era el más grande del país, más del 50% de su producción pasando de más 55.000 b/d a menos de 25.000 b/d

Exploración y futuro

Por el lado de la exploración las cosas no podrían ir peor. La perforación de pozos cae más de un 80% y la exploración sísmica más de un 90% hasta junio:

la perforación de pozos cayó un 81,6 por ciento anual en el primer semestre, mientras en la adquisición de sísmica la situación es más crítica, pues el número de kilómetros ejecutados llegó en junio de este año a 1.173, para una reducción del 93 por ciento con respecto al primer semestre del 2014.

A pesar de todo esto el gobierno mantiene unas perspectivas, como siempre, optimistas hasta la nausea:

en el Marco Fiscal de Mediano Plazo, divulgado recientemente, el Gobierno optó por fijar una proyección de producción anual de crudo de un millón de barriles por día entre los años 2015 y 2022, cifra que permanece ‘inamovible’ en esos períodos, pero que se redujo considerablemente con respecto a la estimación anterior, que comenzaba en 1’029.000 barriles diarios en el 2015 para subir a 1’094.000 barriles en el 2016 y lograr un pico de 1’146.000 barriles en el 2018, año a partir del cual iría descendiendo progresivamente, hasta ubicarse en 940.000 barriles en el 2026.

Si bien han reducido hasta en 146.000 barriles sus proyecciones para el año 2018, mantienen que no se bajará del millón de barriles hasta 2026. Desde mi punto de vista solo hay dos opciones de conseguir algo parecido a eso:

  • despues de gastar la mayoría del petróleo convencional durante los noventas, se llegó a una segunda etapa
  • los campos extrapesados han dado un aire a la producción durante los últimos 10 años
  • Algo que sea capaz de aumentar o al menos mantener la producción solo puede venir de Costa afuera o de Fracking y ya sabemos las consecuencias sociales y medioambientales que eso tendría. Solo falta saber si habrá suficiente dinero y poca consciencia para ir por ese camino.

 

La caída de la inversión en exploración ya tiene consecuencias

A pesar de algun titular engañoso: This Nation [Colombia] Could Host The Next Latin American Offshore Boom, la situación energética en Colombia y en el mundo sigue empeorando. La inversión en exploración y desarrollo sigue cayendo a toda velocidad, debido a los disparados costes de exploración y al derrumbe del precio del petróleo y eso implica dificultades en el futuro para sustituir los campos en declive, que en Colombia son muchos y muy importantes. Como dice el artículo antes citado:

The National Petroleum Agency (ANP) has argued that Colombia must drill between 200 and 230 wells per year to turn the situation around. In the first two months of 2015, just six wells were drilled. A lack of exploration activity has been linked to low global oil prices, increased taxes on energy companies, and Colombia’s political and business environment more generally.

Según la ANP Colombia debería perforar entre 200 y 230 pozos al año para mejorar la situación (aunque ecológica y socialmente esto fuera desastrozo). Sin embargo en los dos primeros meses de 2015 se han perforado solo 6. A este ritmo se perforarán 36 pozos en todo el año, muchisimos menos que el año pasado cuando se perforaron 110 y esta más en línea con la cantidad de pozos perforados hace unos 10 años, cuando los precios crecian a buen ritmo hasta el pico de 2008.

La situación en el terreno gasístico es muy similar. Las alarmas ya saltan en los medios de comunicación más masivos y acríticos con la situación: El gas importado también se usaría para atender hogares

“El país fue muy exitoso y ejemplo mundial de la masificación del gas natural; sin embargo, se le olvidó un detalle clave: generó demanda, pero se le olvidó que debía generar oferta”.

Consecuencia de este despiste es que para 2017 no haya gas suficiente para cubrir la demanda interna, algo que no ha pasado en Colombia hasta ahora. ¿Consecuencias? que los ingresos que obtenía Colombia exportando gas (desde finales de los 90’s) y petróleo muy pronto se convertirán en gastos de importación de energía. Mientras ahora mismo Colombia esta exportando estas materias primas energéticas a precio de saldo, en pocos años tendrá que comprarlo fuera (reduciendo a la vez la cantidad de energía disponible en los mercados internacionales) a precios seguramente mucho más altos.

Esta situación no es exclusiva de Colombia. Como ya sabemos la inversión en exploración y explotación de petróleo cae acelaradamente. Y la reducción en la perforación de pozos es alarmante incluso en el país del boom: Estados Unidos.  La inversión se reduce espectacularmente y esto se nota especialmente en la cantidad de plataformas y pozos perforados desde que los precios empezaron a caer: este viernes se publicaron los últimos datos de perforaciones en EE.UU con el siguiente resulado: de 1831 plataformas el año pasado se acaba de llegar a 988 el 10 de abril, es decir casi un 50% de caída. En el caso de los pozos de petróleo la situación es aún peor:

En este contexto nos movemos ahora, las consecuencias se harán innegables muy pronto.