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Actualización por campos hasta agosto

Esta es, seguramente, la última actualizacion por campos de este año, asi que tómensela con calma.

Como las anteriores, esta incluye 16 gráficas que cubren las principales zonas productoras del país y más de 30 campos analizados individualmente.

Antes de empezar y como acaban de salir los datos nacionales de octubre voy a hacer una breve mención – que ampliaré en la próxima actualización nacional, seguramente ya en enero. La tendencia sigue siendo ligeramente alcista. La producción de ese último mes es de 878.854 barriles, la más alta en dos años. Y el Ministerio de Minas y Energía lo celebra:

Esto puede apuntar a que se sale del rango de producción que estaba entre los 820 y los 870 mil barriles diarios, lo que acá llamamos la nueva meseta. Veremos si esto se consolida en las próximas acualizaciones nacionales.

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Grafica 1. Producción total por campos desde 2009.
Gráfica 1. Producción total por campos desde 2009. Elaboración propia con datos de la ANH.

Ahora sí, veamos la producción por campos hasta agosto:

LOS 14 MÁS IMPORTANTES

Los 14 campos más importantes (aunque algunos de ellos ya no son tan importantes) representan más del 50% del total. De hecho su importancia ha subido ligeramente en los últimos meses. Hasta agosto se ven así:

Gráfico 2. Los 14 campos más importantes del país desde 2009
Gráfica 2. Los 14 campos más importantes del país desde 2009. Elaboración propia con datos de la ANH.

Hay un ligero repunte en este grupo que parece deberse casi en exclusiva a un aumento de la producción de Rubiales, que parece haber entrado en una fase de estabilidad tras las fuertes caídas que empezaron en 2013 y no pararon hasta 2017.

Gráfica 3. Los 14 campos más importantes del país desde 2009 exceptuando Rubiales
Gráfica 3. Los 14 campos más importantes del país desde 2009 exceptuando Rubiales. Elaboración propia con datos de la ANH.

Si sacamos a Rubiales de la gráfica los 13 campos siguientes mantienen una ligera tendencia a la baja.

Rubiales y Castilla (en realidad la suma entre Castilla y Castilla Norte) llevan años compitiendo por ver cual es el campo más importante. Ultimamente Rubiales vuelve a consolidar su primer puesto. Estos tres campos representan aproximadamente el 30% del total del país.

Gráfica 4. Comparación de Rubiales y Castilla (que es la suma de Castilla y Castilla Norte. Eje x no empieza en cero.
Gráfica 4. Comparación de Rubiales y Castilla (que es la suma de Castilla y Castilla Norte. Eje y no empieza en cero. Elaboración propia con datos de la ANH.

Excluyendo a Rubiales los cuatro campos más grandes están todos en sus particulares mesetas productivas. En algun momento todos ellos han producido más de 50 mil barriles diarios, pero ahora solo uno, Castilla, supera esa cifra.

Gráfica 5. Los cuatro campos más importantes despues de Rubiales desde 2009.
Gráfica 5. Los cuatro campos más importantes despues de Rubiales desde 2009. Elaboración propia con datos de la ANH.

De los siguientes cuatro cabe destacar que La Cira, un campo histórico, del que hablaremos de nuevo un poco más abajo, sigue creciendo como en los últimos meses. También es reseñable que Caño-Limón lleva unos meses sin tener caídas bruscas, algo inesperado. Por último que Chichimene SW esta saliendo hacia abajo de su propia meseta productiva.

Gráfica 6. Caño-Limón, La Cira, Pautosur y Chichimene SW desde 2009.
Gráfica 6. Caño-Limón, La Cira, Pautosur y Chichimene SW desde 2009. Elaboración propia con datos de la ANH.

Los cinco más pequeños de este grupo son los que están peor. Si bien en los últimos meses algunos han mostrado pequeños repuntes, todo este grupo pasó su pico productivo hace varios años. Seguramente para finales de año todos, excepto Yariguí-Cantagallo, caigan por debajo de los 10 mil barriles. Para que se hagan una idea de cómo está la situación todos los campos nuevos que están sosteniendo la producción ahora son de este tamaño, entre 10 y 20 mil barriles. De hecho, el próximo año voy a sacar a algunos de estos campos del grupo más importante y los voy a sustituir por otros nuevos, como Acordionero o Jacana que ya los superan en producción.

Gráfica 7. Del grupo de los 14 principales, estos últimos 5 son los más pequeños y todos ellos han pasado ya su máximo productivo.
Gráfica 7. Del grupo de los 14 principales, estos últimos 5 son los más pequeños y todos ellos han pasado ya su máximo productivo. Elaboración propia con datos de la ANH.

ARAUCA

Gráfica 8. Producción acumulada de todo el departamento de Arauca desde 2009.
Gráfica 8. Producción acumulada de todo el departamento de Arauca desde 2009.Elaboración propia con datos de la ANH.

Arauca era un departamento muy importante para la producción petrolera nacional. Y lo seguía siendo hasta medidados de esta década. Sin embargo, y a pesar de la ligera recuperación de Caño-Limón en los últimos meses, hoy Arauca produce muy por debajo de los 50 mil barriles y todos sus campos presentan tasas de declive muy importantes.

En algun momento, por ejemplo, se insinuó que Chipirón podría ser el reemplazo de Caño-Limón, pero la comparación no da lugar a equívocos:

Gráfica 9. Comparación de la producción de Caño Limón y Chipirón desde 2009.
Gráfica 9. Comparación de la producción de Caño Limón y Chipirón desde 2009. Elaboración propia con datos de la ANH.

Y de todos los demás campos q tenían cierta relevancia ya no queda prácticamente nada destacable, salvo su caída:

Gráfica 10. Comparación de la producción de Caño Rondón, Caricare y Chipirón desde 2010.
Gráfica 10. Comparación de la producción de Caño Rondón, Caricare y Chipirón desde 2010. Elaboración propia con datos de la ANH.

BARRANCABERMEJA

Por el contrario, otra zona clásica de producción, Barrancabermeja, sigue recuperando relevancia.

Gráfica 11. Comparación de la producción de La Cira e Infantas desde 2009.
Gráfica 11. Comparación de la producción de La Cira e Infantas desde 2009. Elaboración propia con datos de la ANH.

El complejo La Cira-Infantas es uno de los más productivos del país. También es uno de los que más inversión han recibido y la ronda de recobro mejorado parece haber tenido un efecto muy positivo. Estos dos campos producen ya más de 45 mil barriles batiendo los records al menos de este siglo.

Gráfica 12. Producción conjunta de La Cira e Infantas desde 2009.
Gráfica 12. Producción conjunta de La Cira e Infantas desde 2009. Elaboración propia con datos de la ANH.

El resto de los campos relevantes de Barranca, que se quedan basicamente en Llanito, aumentan la producción hasta los 50 mil barriles diarios.

Gráfica 13. Producción conjunta de los campos más importantes de Barrancabermeja desde 2016.
Gráfica 13. Producción conjunta de los campos más importantes de Barrancabermeja desde 2016. El eje y no empieza en 0. Elaboración propia con datos de la ANH.

LOS NUEVOS

Gráfica 14. Producción comparada de los 6 campos nuevos más importantes desde 2013.
Gráfica 14. Producción comparada de los 6 campos nuevos más importantes desde 2013. Elaboración propia con datos de la ANH.

Ya el año pasado me fije en 6 campos nuevos con una vida de menos de 5 años y que crecen a gran velocidad. Algunos de estos campos son los que sustituirán a campos como Ocelote o Moriche, que ya están muy por debajo de estas cifras. Incluso Jacana ya está produciendo por encima de Caño-Limón. Sin embargo Tigana, que fue de los primeros en arrancar y sobretodo Avispa que fue el primero en superar los 10 mil barriles ya estan mostrando signos de agotamiento. Mientras Tigana lleva estancado casi desde el principio, Avispa ha perdido  apróximadamente un 50% de su producción en los últimos 12 meses.En todo caso, estos campos representan a día de hoy un aumento de más de 75 mil barriles al día:

Gráfica 15. Producción conjunta de los 6 campos nuevos más importantes desde 2013.
Gráfica 15. Producción conjunta de los 6 campos nuevos más importantes desde 2013. Elaboración propia con datos de la ANH.

Parecen haber salvado la situación pero también ultimamente han reducido su crecimiento.

Tigana, Tigana Norte y Tigana Sur son casi la mitad de ese crecimiento.

Gráfica 16. Producción conjunta de los 3 campos del complejo Tigana desde 2013.
Gráfica 16. Producción conjunta de los 3 campos del complejo Tigana desde 2013. Elaboración propia con datos de la ANH.

Veremos si el crecimiento espectacular de Tigana Sur en el último año tiene alguna continuidad en 2019.

Hagan sus apuestas y sigan pendientes.

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.

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.

 

(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 septiembre 2016

La semana pasada salieron, por fin, los datos de producción desglosados por campos desde julio hasta septiembre.

Empecemos por el principio. Así queda la producción nacional hasta septiembre (aunque ya sabemos que en octubre la producción cae denuevo, pero bueno eso ya lo veremos en la siguiente actualización):

produccion-y-precio-petroleo-colombia-0916
Gráfica 1. Produccion nacional y precios internacionales del petróleo

En la última parte de este gráfico hay dos anomalías que no habíamos podido explicar apropiadamente por no tener los datos: entre junio y julio tuvimos una caída de unos 45 mil barriles diarios y entre agosto y septiembre una subida de 31.500. Aquí lo veremos más claramente:

produccion-y-precio-petroleo-colombia-0916b
Gráfico 2. Produccion y precios desde junio de 2014

La primera es una caída muy fuerte y la segunda una recuperación bastante importante visto el contexto. Sin embargo, si las sumamos prácticamente se anulan. Para cualquiera que haya seguido las estadísticas de producción petrolera de Colombia esto solo podía apuntar a un lugar: Arauca.

Como ya sabemos la producción de Arauca es la más impredecible de todas debido a los atentados a la infraestructura y al campo más importante de esa zona: Caño-Limón. Normalmente lo que pasa en Arauca, y sobretodo en ese campo, explica estos vaivenes tan fuertes en la producción nacional:

colombia vs arauca
Gráfico 3. Produccion de Colombia y del departamento de Arauca comparadas

Arauca ha perdido más o menos la mitad de su producción en los últimos 7 años. Esta caída que en otros campos es paulatina y suave en Arauca esta intercalada con cierres casi totales que parecen ser más frecuentes en los últimos años y que se dejan notar incluso ahora en la producción nacional.

En esta tabla se vé más claramente la relación entre las caídas y subidas en Arauca y Colombia:

Arauca Colombia
Julio -29,622.28 -45,700.00
Agosto -2,033.55 -15,420.00
Septiembre 30,624.30 31,500.00

De los 45 mil barriles que bajó la producción total en julio, casi 30 mil venían de Arauca y de los 31 mil que subió en septiembre más de 30 mil se deben a que la producción de Arauca se recuperó. Esto quiere decir también que Ecopetrol no ha tenido mucho éxito con su plan de choque que recogí en la selección de noticias de hace unos meses. Por otra parte ese fracaso no debería sorprender a nadie.

En el resto del país las cosas siguen su curso. Así se ven los 14 campos más importantes, que incluyen Caño-Limón:

produccion-petroleo-colombia-2016
Gráfica 4. Producción por campos

Y en esta tabla se ve con más claridad la variación interanual en terminos absolutos y relativos.

Sept. 2015 Sept. 2016 Var. ABS Var. %
RUBIALES 167,525.90 123,471.23 -44,054.67 -26.30%
OCELOTE 15,565.13 11,789.30 -3,775.83 -24.26%
QUIFA 55,814.67 42,802.00 -13,012.67 -23.31%
CASTILLANORTE 54,815.43 42,168.00 -12,647.43 -23.07%
Yariguí-Cantagallo 18,736.63 14,465.63 -4,271.00 -22.79%
CASABE 15,822.00 12,714.27 -3,107.73 -19.64%
RESTO 420,372.91 357,744.27 -62,628.64 -14.90%
CHICHIMENE 59,026.00 51,969.93 -7,056.07 -11.95%
CAÑOLIMON 26,741.50 23,846.13 -2,895.37 -10.83%
MORICHE 15,607.03 14,544.97 -1,062.06 -6.81%
COSTAYACO 13,440.00 12,588.60 -851.40 -6.33%
LA CIRA 25,775.27 24,971.67 -803.60 -3.12%
PAUTOSUR 31,507.73 31,028.97 -478.76 -1.52%
CASTILLA 68,388.50 72,788.20 4,399.70 6.43%
CHICHIMENESW 19,381.30 21,732.83 2,351.53 12.13%

Varios de los campos más importantes del país han perdido entre una cuarta y una quinta parte de su producción en los últimos 12 meses. Solo Rubiales ha perdido más de 44 mil barriles y una vez más la caída más fuerte en terminos absolutos viene de los centenares de campos pequeños que no son rentables a estos precios.

Veremos que pasa en los tres últimos meses del año. La producción tiende a los 800.000 barriles diarios para diciembre. Veremos.

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.

Actualización Febrero: Cien mil barriles menos

El Pico del Petróleo esta de vuelta. Colombia llegó a producir 1.035.400 barriles de petróleo diarios de media mensual en enero de 2015, desde entonces hasta febrero de 2016 ha caído más de ochenta mil barriles, hasta los 954.950 barriles al día y ya sabemos que para marzo va a caer aún con más fuerza, hasta los 916.000 barriles diarios (cifra sin confirmar), es decir, unos 120.000 barriles por debajo del pico máximo de producción mensual…

Esta es la cifra más baja desde hace al menos 4 años, cuando se llegó por primera vez al millón! ¿Qué dice la prensa al respecto? Algunos medios como El Espectador, nada, otros como El Tiempo o Portafolio comparten una nota ascéptica sobre el dato…

Para Colombia el petróleo y sus derivados representaban el 60% de las exportaciones en 2012, el año pasado se quedó en más o menos un 40%. No solo por la caída del precio, sino por la caída de la producción y el aumento del consumo interno. Es una caída de un tercio en cuatro años. Y si la producción sigue cayendo a este ritmo y el consumo sigue subiendo, Colombia puede ser importador neto de petróleo en pocos lustros.

Veamos el tradicional repaso de los datos de estos últimos meses.

Esta es la producción total de Colombia comparada con el precio del barril de Brent:image

Aun no se ve la fuerte caída del mes de marzo, cuyos datos oficiales habrá que esperar dos o tres meses todavía, ni la paulatina, aunque seguramente insostenible, subida de los precios del petróleo que los tienen ahora cerca de los US$50.

image (1)

Visto más de cerca se ve la caída que empiza en enero de 2015, con el hundimiento en julio de ese mismo año por el cierre de casi todos los campos de Arauca y que va a parecernos poco cuando salgan los datos de marzo…

image (3)

Prácticamente todos los campos bajan. Rubiales en concreto, el más grande del país, baja más de 17 mil barriles en dos meses y seguramente sea también el gran responsable de la gran caída de marzo, aunque eso ya lo veremos. Hay que notar también, que es la primera vez en mucho tiempo que la caída por debajo del millón no tiene nada que ver con el cierre de Caño Limón que casi siempre esta relacionado con atentados a la infraestructura.

image (4)Si descontamos el descalabro de Rubiales la caída se suaviza, casi exclusivamente por el campo Castilla que ha subido 6 mil barriles en estos dos meses y ha superado su anterior máximo. Todos los demás o bien estan estables o caen ligeramente, como vemos a continuación en la gráfica comparada de algunos de estos campos:

image (5)

¿Se acabó la meseta ondulante? Agarrense….

El petróleo pesado en Colombia

Hasta hace poco no tenía ni idea de la existencia de Campetrol. Ya saben, llegué tarde al análisis petrolero no profesional… a pesar de que es una entidad más antigua que la mismisima ANH, yo no tenía ni idea de su existencia. Y la verdad es que ofrece información interesante. Información que de haber encontrado antes me habría ahorrado, tiempo, trabajo y algunos errores.

En muchos lugares he hablado del petróleo pesado y extra pesado (como aquí, y no iba muy desencaminado), y ya sabíamos que Rubiales es un campo del que se extrae petróleo pesado, pero lo que no sabía es qué porcentaje del total de petróleo que se extrae en Colombia es pesado  (gravedad API menor a 20º) o extrapesado (gravedad API menor a 10º). Pues campetrol tiene esta clara gráfica, y la tiene con errata incluida: “crudos cesados”:

porc crudo pesado en colombia. fuente UPMEEn 15 años hemos pasado de un 10% a un 53% de crudos pesados. Y la tendencia parece continuar:

Fuente: Campetrol

Segun la Wikipedia cualquier tipo de petróleo por debajo de 22,3º de gravedad API es pesado y por debajo de 10º de gravedad API es extra pesado. Pues bien, Colombia en el año 2010 producía al menos un 49% por debajo de 20º API, de los cuales un 47% estaba por debajo de 15º API. En 2015 la producción (aunque esto es una estimación hecha hace unos años ya) sería de un 51% por debajo de 15º API y un 52% por debajo de 20º API. Las perspectivas son que en 10 años este 52% se convierta en un 69%. Y hasta un 14% del total sea extra pesado (con menos de 10º API).

De ahi que este año hayamos tenido el gusto de acoger la conferencia Heavy Oil en el hotel Sheraton de Bogotá. No habría tenido sentido realizar esta conferencia en el 2000. Y ¿quién ha estado detras de todo el desarrollo de ese petroleo pesado y extrapesado? Pues Pacific Rubiales:

En esa misma conferencia se dijo una obviedad (que también apareció en este post de agosto) que por serlo no pierde importancia:

“América latina se juega su futuro hidrocarburífero con los crudos pesados que equivalen a 50% del total de la producción, y aportan 48% de reservas de la región”, señaló la presidente de la Junta de Campetrol para quien es importante acelerar las medidas tributarias para estimular la inversión.

Es decir, que el futuro solo alberga petróleo pesado o extra pesado y esto tiene sus consecuencias. En primer lugar este petróleo es obviamente más dificil de sacar, porque no fluye tan facilmente y por lo tanto también más costoso: el hecho de que el campo Rubiales solo se haya empezado a explotar en forma a mediados de los 2000, cuando los precios internacionales se empezaron a disparar.

Por eso ahora no es rentable y se invierte menos en exploración:

El pico de perforación se alcanzó en 2012 con 131 pozos, pero el máximo de pozos productores llegó dos años antes en 2010. 2015 casi no aparece en la gráfica. Y lo mismo ocurre con la exploración sísmica:

Esto solamente refuerza la idea de que 2015 puede ser el año del pico del petróleo colombiano, si no lo fué ya en 2013. Todo depende de como evolucione Caño Limón.

En cualquier caso, como decía, el petróleo que esta sustituyendo a los clásicos campos de crudo ligero son todos pesados, dificiles de extraer, y por lo tanto hay que invertir más dinero (y por lo tanto energía) y por eso mismo la energía neta que llega a la sociedad es menor.

No voy a ha hablar mucho sobre lo que es la Tasa de Retorno Energético (porque Antonio Turiel lo explica muy bien aquí), pero básicamente es la cantidad de energía que se obtiene por cada unidad de energía invertida. Bien, pues para sacar el petróleo de Caño Limón hacía falta invertir mucha menos energía de la que hay que invertir para sacar el petróleo de Rubiales. Por eso aunque el petróleo que produce Colombia en volumen es el mismo desde hace tres años, su contenido energético, la energía neta que llega a la sociedad es cada día menor. Así que en términos energéticos y no de volumen el pico del petróleo ya pasó…

La burbuja del petróleo estalla en Puerto Gaitán | Economía | EL PAÍS

La burbuja del petróleo estalla en Puerto Gaitán | Economía | EL PAÍS.

Interesante artículo que publica El País, períodico español, acerca de la situación en Puerto Gaitán.  No obstante, han centrado toda la atención en la caida del precio en los últimos meses.  Esto es interesante, porque no reparan en el hecho de que Campo Rubiales lleva 3 años en declive y ahora produce unos 60.000 barriles menos que los que producia en su máximo. Rubiales producía tan poco hace unos 10 años, porque el petróleo que sale de ahi es pesado y extra pesado, y no era rentable extraerlo con precios bajos.  Cuando llegaron los venezolanos, con Pantín a la cabeza, el precio del petróleo ya subía y cada vez su experiencia en petróleos pesados tenía más viavilidad en Colombia. Sin embargo el pico de Rubiales llegó en el momento menos esperado, en 2012, cuando petróleo estaba muy por encima de los 100 dolares. En ese momento se empezaron a notar los problemas en Puerto Gaitán.

 

Actualización Abril

La producción petrolera colombiana sigue atravesando esa meseta ondulante del millón de barriles por la que lleva ya cerca de dos años.image (14)

La pequeña subida del mes de Enero sigue sin superarse a pesar de que en Abril la producción suba en 5 barriles diarios. Lo más resaltable es que la mayoría de esa subida viene de Rubiales que recupera niveles que no se veían desde Octubre de 2014, mientras que Castilla para en seco su imparable subida de más de 20 mil barriles en 4 meses y se deja 3 mil barriles en Abril.

Esto ha tenido un efecto curioso. Como el lector habitual recordará, he dividido los principales campos productivos en aquellos que en términos interanuales crecen y aquellos que en terminos interanuales decrecen. Este mes, la suma de los campos en declive sube, mientras que la suma de los campos que crecen baja:

image (15)

image (16)

La suma de ambos sigue representando una cantidad muy significativa de la extracción total de petróleo en Colombia que se acerca a un 60%:

image (17)

Esto quiere decir quiere decir que de los 394 campos petrolíferos que hay, casi el 60% de la extracción recae solo en 14, 7 de los cuales decrecen, al menos en términos interanuales. 60 de estos 394 han producido entre 0 y 10 barriles diarios durante el último mes. 263, es decir al rededor de dos tercios extrajeron menos de 1.000 barriles al día durante el último mes. Solo 33 extraen más de 5.000 barriles y solo 18 más de 10.000. Esto nos da una idea de lo frágil que es el sistema de extracción en Colombia.

Con una perspectiva más global hay que decir que el precio del barril en los mercados internacionales ha vuelto a caer desde marzo hasta tocar la frontera de los 50 dólares en el caso del West Texas y de los 55 dólares en el caso del Brent. Esto son 5 o 6 dólares menos que en Abril, veremos como se comporta la extracción con unas perspectivas bajistas a medio y largo plazo fortalecidas por los últimos acontecimientos en Irán, las turbulencias en China, oriente medio y la Unión Europea..

Veremos si lo que ha pasado en Rubiales es un punto de inflexión o una excepción y lo mismo de Castilla que era el que daba un poco de aire al panorama.

Dense una vuelta por el panorama peakoiler, esta todo muy interesante.

Actualización Marzo

La geología es lenta. Pero también es muy lenta la burocracia petrolera Colombiana. Los datos que se han ido revisando y que ya son definitivos solo llegan hasta agosto de 2013, es decir hasta hace un año y medio… todo lo demás hasta marzo de 2015 (el último dato que hay) es provisional. Gracias a la última actualización nos hemos enterado de que justo en ese mes, agosto del 2013, la producción fue un poco más alta de lo que se pensaba, exactamente de 1,035 millones de barriles. Esto, que en realidad es poco relevante, hace aún más irrelevante lo que hasta ahora parecía interesante: el hecho de que en enero de de 2015 se haya llegado a esa cifra no constituye un máximo histórico nuevo, sino más bien, una reedición del anterior de hace casi dos años, las diferencias entre agosto de 2013 y enero de 2015 son solo de unos pocos miles de barriles diarios.

Dicho esto, la producción en los últimos dos meses ha caído unos 12 mil barriles, quedandose en 1,023 barriles, con un precio medio del barril de Brent de $55,18 es decir, $3 más barato que el mes anterior.

La perspectiva temporal también es interesaante porque nos permite ver como la ley de la oferta y la demanda no aplica en situaciones como en la que nos encontramos. El año pasado cuando de media anual el petróleo Brent costaba $100, (incluyendo la caída del último trimestre) se producían menos de 1 millón de barriles de media (y por lo tanto se exportaban unos 700 mil). Ahora cuando la media del precio es inferior a los $55 en el primer trimeste, extraemos más de 1 millón de barriles y estamos rozando los máximos históricos. ¿Sacamos más petróleo cuando está más barato? Sí hay algun economista leyendo esto que levante la mano…

marzo2015

Rubiales, Castilla y los otros

14pozos

Ante este sinsentido analicemos los campos más pormenorizadamente. Castilla siempre ha sido el segundo campo más importante del país. Incluso hasta 2009 era comparable a Rubiales. En 2011 alcanzó un primer máximo y empezó un lento declive que parecía inevitable, pero en los últimos seis meses ha tenido un desempeño notable, fruto, seguramente, de inversiones anteriores a la caída del precio del oro negro:

En el primero, la inversión de este año [2012] será de 700 millones de dólares, con un rango entre 54 y 60 pozos, mientras en Rubiales la firma de la iguana dará 241 millones de dólares para un proyecto conjunto con Pacific, cuya meta es la perforación de 108 pozos de desarrollo en este año.

Ese tipo de inversiones ahora son más difíciles de concretar por dicha caída.

Algo parecido pasaba con Quifa y Chichimene hasta hace un par de meses, porque a este tipo de subidas tan espectaculares les suelen seguir caidas igualmente rápidas, al extraer más rápidamente el petróleo. Todos los demás campos que crecen ahora mismo en Colombia producen muy por debajo de los 25 mil barriles al día, en la práctica sin embargo es ese número creciente de campos pequeños los que permiten mantener la producción. El anterior pico de 2013 coincide con el pico de Rubiales, este pico coincide con un montón de campos produciendo a toda máquina, con Castilla a la cabeza, en una carrera contra lo inevitable.

Rubiales, después de una mínima subida en febrero vuelve a retroceder hasta rozar el mínimo de los últimos 4 años que alcanzó en enero. Reduce su rítmo de caída interanual de más del 18% a más del 16%, algo poco tranquilizador…

Aquí va la lista de campos que crecen:

campos que  crecen

Y aquí la de los que decrecen:

campos que decrecen

El campo de rubiales

Esta es la producción del campo petrolero con mayor producción en Colombia: Rubiales. Al rededor de 170.000 barriles pero en franco declive5grandesoct14, junto con la de otros campos petroleros del departamento del Meta, algunos de los cuales también están produciendo solo una fracción de lo que producían antes.

Del futuro del Departamento del Meta donde se produce al rededor del 50% del petroleo de Colombia y sobretodo del de Rubiales depende el futuro petrolero del país. Rubiales produce aproximadamente el 20% del petróleo Colombiano y es entre 3 y 4 veces más grande que los siguientes campos. Sin embargo, como ya mencioné en el anterior post, la producción de Rubiales cae a una velocidad alarmante (más de un 17% entre enero y octubre de 2014 momento hasta el que llegan las estadísticas oficiales hasta ahora) y no parecen aparecer alternativas en el corto plazo.

var mensual rubiales oct2014En este post analizaremos un poco más en detalle este campo de Rubiales para entender la singularidad que representa y la importancia que tiene para el futuro.

*

Rubiales, como recogía El Tiempo, el 21 de noviembre de 1995 tiene un problema:

El gran problema del campo de Rubiales, que hace parte de la franja del Orinoco y que se extiende desde Venezuela hacia Colombia, es que serían explotados crudos pesados que son considerados como contaminantes del medio ambiente.

El campo Rubiales que fue descubierto en los 80 no se hizo rentable hasta bien entrado el Siglo XXI, momento en el que expertos petroleros venezolanos, como Pantin o Arata  salidos de aquel país por sus desavenencias con el Chavismo inician actividades económicas en este sector bajo el nombre de Pacific Rubiales Energy, financiados con capital Canadiense especializándose precisamente en petróleo pesado.

El problema de Rubiales no es, como mencionaba El Tiempo hace casi 20 años exactos, el ambiental, sino por el contrario el económico. De la misma forma que el petróleo del Ártico, las arenas bituminosas de Canadá o el petróleo de roca porosa de Tejas o Dakota del Norte no se empezaron a explotar a gran escala hasta que no empezó el súper ciclo de las materias primas a principios de este siglo, Rubiales permaneció dormido hasta principios de este siglo. Esa es su peculiaridad, se trata de un petróleo de baja calidad, pesado y con bajo retorno energético (concepto al que volveremos en otro momento). Cabe recordar que el 3 de diciembre de 1998 el barril de petróleo toco suelo en 9,10 dólares por barril para multiplicarse por más de 14 en 10 años hasta llegar a rozar los 144 dolares por barril en Julio de 2008 (según la EIA). Justo después de eso cae hasta unos 40 dolares por barril para a partir de entonces promediar más de 100 dolares durante 3 años, justo hasta mediados del año pasado.

Es en esta coyuntura en la que se dispara la producción en Rubiales pasando de ser uno de los grandes campos con una producción de al rededor de 50 mil barriles diarios ha multiplicarse por 4 superando los 200.000 barriles diarios y a convertirse en el campo petrolero por excelencia en Colombia. El problema es que el petróleo negociado internacionalmente ha perdido ya más del 55% de su valor desde junio de 2014 y parece que sigue cayendo. Nadie sabe muy bien como va a afectar esto a la inversión que pueda mantener la producción de Colombia por encima de 1 millón de barriles, algo que ya es bastante más bajo de lo que esperaba el gobierno hace solo 2 años, cuando se calculaba extraer más de 1,2 millones de barriles diarios en 2015 como reconoce el documento Cadena del Petróleo 2013.

Los costes de producción de Rubiales

Es difícil estimar los costes de producción de un campo en particular, ni siquiera he encontrado datos fiables de los costos de producción de petroleo en Colombia (si alguien tiene costos de producción del petróleo colombiano por favor que me lo haga saber), pero aún así podemos hacer algunas averiguaciones que nos indiquen como puede afectar el precio a la inversión y por tanto a la producción del país.

Estos son los costes de producción del petróleo de diferentes tipos en diferentes lugares del mundo (según la IEA): Oil production cost curve

Según esta gráfica con los precios actuales, el único petróleo que es completamente rentable es el convencional y ni siquiera todo. Parte de este convencional tiene costes de producción cercanos a los 70 dolares por barril, a partir de ahí, las mejoras de producción con y sin inyección de CO2 y el petróleo del ártico están en el límite. Los petróleos extra pesados, los de aguas extra profundas y el de roca compacta, así como el kerógeno tienen costes de producción superiores a 50 dolares por barril. Es decir, difícilmente son rentable con un precio de comercialización inferior a los 60 dolares.  Es difícil situar a Colombia y a Rubiales en esta gráfica, pero podemos hacernos una idea aproximada.

Una gran parte de la producción de petróleo en Colombia es convencional, por ejemplo Caño Limón unos de los campos tradicionalmente más importantes lo es.  Sus costes de producción podrían ser tan bajos como 10 o 15 dolares por barril. Sin embargo como sabemos hay costos externos al mercado del petróleo como la guerra, que hace que estos no sean tan bajos. Pero en lo que respecta a la media de Colombia y a Rubiales en particular hay que considerar otras cosas. Me inclino a pensar que la gran mayoría de la producción de los Llanos Orientales (70% de la producción nacional) esta relacionada con la franja del orinoco y por lo tanto son petróleos pesados o extra pesados cuyos costes de producción habría que situar en la franja de 50 a 90 dolares por barril. Rubiales es un campo de petróleo pesado (tal vez no extra pesado) pero Chichimeme, un  campo que ahora mismo esta batiendo records de producción, es extrapesado, así que sus costes de producción pueden ser tan altos como 70 u 80 dolares por barril.

Si los precios siguen cayendo, es posible que la inversión empiece a bajar y por tanto difícilmente se pueda mantener, por no decir incrementar, la producción nacional. Cuando se publiquen los datos de producción de Rubiales de finales de 2014 podremos ver como empieza a afectar la bajada del precio a la inversión.

Peak Oil Colombia?

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Esta es la producción de crudo de Colombia (azul) entre enero de 1997 y noviembre de 2014 y la evolución del precio en dolares del barril de Brent (rojo) en las mismas fechas.

Como se puede apreciar, a partir de 2007 la producción empieza a recuperarse despues de un primer peak en 1998, cuando el precio se derrumbó hasta por debajo de los 20 dolares el barril. En la segunda mitad de la década del 2000 en Colombia mandaba Uribe y la inversión despegaba gracias entre otras cosas al ignominioso proceso de desmovilización de las AUC. Entre principios de 2008 y finales de 2010 la producción simplemente se dispara pasando en esos dos años de unos 560 mil b/d a unos 800 mil. Las autoridades se emocionaron y cuando J. M. Santos llegó al poder en agosto de 2010 empezó a hablar de las 5 locomotoras que llevarían progreso al país. Obviamente la minería era una de ellas. El objetivo era llevar a Colombia a producir de media un millón de barriles diarios de petróleo.  Y lo consiguió. En enero de 2013 fue la primera vez que Colombia llegó a producir esa cifra, y desde entonces hasta noviembre de este año (2014) la media diaria de producción es practicamente un millón de barriles (con oscilaciones que van desde 930 mil hasta los 1,015 millones). El problema es que desde mediados de 2012 esa es la producción que hay. Ya no crece más.image

A partir de 2007 el crecimiento se acelera, pero al llegar a 2011 se hace errático, con grandes crecimientos y decrecimientos alternándose para llevar a una media de variación mensual cercana a cero. De esta forma la producción colombiana lleva casi exactamente dos años estancada en un millón de barriles, muy cerca de entrar en el grupo de países importantes a nivel global en la producción de petróleo. Muy cerca, pero no, porque las exportaciones son de unos 700.000 b/d, pero de eso ya hablaremos luego.

El contexto

Es posible que las condiciones de inversión y de seguridad con las presidencias de Uribe y Santos hayan mejorado, al menos eso es lo que se dice constantemente. Y eso parece reflejarse especialmente a partir de 2008-09, pero el factor que parece tener más influencia sobre la producción colombiana es el precio internacional. Para mediados de 2008 el precio internacional del petróleo (WTI o Brent, porque en Colombia se ha negociado y se negocia el petróleo con los dos) se disparó hasta los 147 dolares, para desplomarse en 2009 otra vez hasta los 40 y luego llevar una espiral alcista que lo mantuvo por encima de los 100 dolares por barril desde 2011 hasta junio-julio de 2014. La pregunta entonces es ¿porqué en un entorno interno de creciente seguridad que propiciaba la inversión nacional e internacional y en un entorno internacional de precios históricamente altos, la producción en Colombia se estanca?

Una posibilidad es que la demanda no siga el ritmo de la oferta, y eso podría explicar futuras caídas en la producción pues el precio se ha desplomado casi un 50% desde junio de este año hasta hoy. Pero hasta junio de 2014 la demanda y la oferta parecían estar en equilibrio, de ahí que los precios no empezaran a caer hasta la segunda mitad del año, por cierto sin un efecto todavía apreciable en la producción actual.

¿Hay alguna razón por la cual las empresas públicas como Ecopetrol y las privadas como Pacific Rubiales decidan deliberadamente mantener la producción estable durante ese periodo? ¿simplemente decidieron mantener la meta de un millón y no vender más petróleo a precios históricamente altos? ¿a lo mejor los problemas de seguridad o las limitaciones de la legislación medioambiental? Estas últimas dos pueden tener cierto impacto, pero para todas las demás todo parece indicar que Ecopetrol, Pacific y el estado en su conjunto están haciendo todo lo posible por mantener e incrementar la producción, pero no lo consiguen (Producción petrolera subiría 2% en 2014, Ecopetrol no cumplirá meta de producción este año, Para las petroleras, metas del gobierno no se cumplirán).

De hecho, la Asociación Colombiana del Petróleo tiene una visión muy particular del futuro del sector, que no tiene mucho que ver con la del gobierno y que asume la llegada del Peak Oil a Colombia para 2015 (el gobierno no la espera antes de 2018), con un declive más o menos atenuado por los nuevos descubrimientos, por el desarrollo del petróleo no convencional (léase fracking) y por la explotación Off shore. Incluso se prevé una recuperación de la producción a partir de 2022, pero nunca superando el pico actual, al menos no hasta 2025:Proyección de producción de petróleo

Según la ANC hay un par de problemas más graves que la guerrilla, los atentados o las limitaciones legislativas: el declive de los campos actualmente en producción, que pasará de un millón hasta 2015 a 500 mil en 2018 y cerca de 100 mil en 2025 y la ausencia de grandes descubrimientos.

Profundidad

Como hemos leído hasta la saciedad en todos los estudios sobre el pico del petróleo uno de los problemas más graves de la industria es que siempre se empiezan a explotar primero los mejores campos, los mejores pozos, los de más fácil extracción, de mayor calidad y mayor cantidad. En Colombia es muy fácil saber donde están esos pozos. La Asociación Nacional de Hidrocarburos elabora estadisticas detalladas por pozo, campo, departamento, empresa y además lo hace mensualmente y en excell desde 2013. Para datos anteriores hay que ir mes a mes copiando y pegando de un pdf desde la página del ministerio de minas y energía.

El resultado es que el Departamento del Meta es el responsable casi del 50% de la producción total de Colombia. Y dentro del Meta alrededor de 4/5 partes de la producción salen de solo 5 campos. Uno de ellos, Rubiales, ha llegado a ser el responsable de la producción del 20% del petroleo colombiano (unos 200.000 b/d). Digámoslo de otra manera: los primeros 200.000 b/d los produce un solo campo, Rubiales, los siguientes 200.000 b/d los producen 4 campos más (Castilla, Castilla Norte, Chichimene y Quifa), los aproximadamente 100.000 b/d que faltan para completar la producción del Meta los producen entre 65 pozos (ninguno de los cuales llega a producir siquiera 20.000 b/d).

El Meta y Rubiales

Y ¿cuál es el estado de el departamento y de este pozo en concreto en materia petrolífera? En este caso los datos solo llegan hasta julio de 2014 (no se muy bien porque), pero de todas formas son bastante malos. Entre enero de 2013 y julio de 2014 la producción del Meta pasó de 514.295 a 481.555, lo que representa una caída del 6,37% en año y medio y que se ha ido acelerando con la entrada de 2014. En el mismo periodo Rubiales ha caído un 14,5% y los 4 siguientes campos (Castilla, C. Norte, Quifa y Chichimene) un 5,73%. Los 65 campos restantes consiguen crecer un 10,66% pasando de 92 mil barriles a 102 mil.image(1)

Exceptuando a Quifa, todos los demás han tocado techo y ya decienden. Rubiales y Chichimene desde agosto de 2013. Castilla desde junio de 2011 y C. Norte desde febrero de 2013. Lo peor es que esto no es un caso aislado en el Meta:

Luego de hacer un análisis al reciente informe de reservas con corte al 2013, el gremio petrolero encontró que en el último año se acentuó la declinación anual de los campos existentes.

Con una historia petrolífera centenaria es en realidad bastante poco probable que aparezca otro campo como Rubiales, tal vez destrozando el amazonas y otras reservas naturales, tal vez con aguas profundas o fracking algo se podría hacer.

Así mismo, frente a pronósticos anteriores, el gremio ajustó algunas de sus proyecciones sobre los tamaños de los nuevos descubrimientos que se logren con la exploración de los próximos años, toda vez que en los últimos trece años más del 80 por ciento de los hallazgos han sido de campos pequeños.

Y, a partir de ahora ¿qué?

Desde julio de 2014 las cosas han cambiado mucho en el mundo del petróleo. Los precios han caído un 50% más o menos y eso afecta a las cuentas del estado y de las empresas. En colombia esto afecta a la balanza comercial. El petróleo es el principal producto de exportación. Y ya se ve como afecta a la cotización en bolsa de empresas como Ecopetrol y Pacific Rubiales. Para la industria la solución es una huida hacia adelante sin miramientos. Esto es lo que decía en una entrevista el Presidente de la Asociación Colombiana de Petróleo:

Este año vamos a perforar 110 pozos, cifra interesante, pero aún baja. Necesitamos 200 o 230 al año.

Eso es multiplicar por 10 la cantidad de pozos que se perforaban en años como el 2003 o 2004, de hecho no se llegó a los 100 pozos al año hasta 2010 y ya se quiere duplicar ese número, en un entorno de precios bajos eso suena difícil, ¿quién va a invertir cantidades crecientes si los retornos son decrecientes?. En general la entrevista no tiene desperdicio…

Pues a partir de ahora lo que viene es una carrera despiadada por extraer las últimas gotas de petróleo reduciendo los costes a cualquier precio (bajando impuestos, salarios, desregulando ambientalmente) y tratando de conseguir inversión para exploración más costosa, más contaminante y con menos retorno energético.

Bienvenidas al Peak Oil.