La realidad es mucho peor de lo que piensa el mercado.

 Hoy me voy a referir al lado oscuro de la caída en la producción de petróleo.

Ya he comentado otras veces, que el petróleo producido no es el total que se entrega a la sociedad, sino que también gastamos barriles de petróleo en extraer, refinar y transportar el petróleo y sus productos derivados, por lo que en realidad la producción neta está por debajo de los 100 millones de b/d.

Es difícil estimar cuanto petróleo consumimos para realizar esas funciones, pero este no es el objetivo del post, aunque también influye en el resultado final.

Los mercados de petróleo tienen una cotización que depende del último barril vendido. Si hay escasez, los precios suben y si existe exceso de oferta, los precios bajan. Para el mercado, solo computan los barriles disponibles, es decir el resultado neto de la exportación de petróleo.

Por ejemplo, España tiene que acudir al mercado a comprar petróleo, porque no producimos nada de nada. Pero los países productores, también consumen. Si ese consumo es inferior a la producción, la diferencia es la exportación neta. También puede ocurrir que el consumo sea superior a la producción y tienen que acudir a los mercados a comprar la diferencia, como por ejemplo pasa en China.

Otros países están en el límite. EE.UU., por ejemplo consume 20 millones de b/d y produce otros 20 millones , por lo que su exportación neta es cero.

Para conocer cual es el volumen de exportación neta, utilizo esta lista.

https://www.indexmundi.com/g/r.aspx?v=95&l=es

Posición	País	Petróleo - exportaciones (barriles/día)
1	Arabia Saudí	7,341,000
2	Rusia	4,921,000
3	Iraq	3,092,000
4	Canadá	2,818,000
5	Emiratos Árabes Unidos	2,552,000
6	Nigeria	2,096,000
7	Angola	1,782,000
8	Venezuela	1,656,000
9	Kazajistán	1,409,000
10	Noruega	1,383,000
11	México	1,214,000
12	Estados Unidos	1,158,000
13	Qatar	1,150,000
14	Omán	844,100
15	Argelia	756,400
16	Irán	750,200
17	Brasil	736,600
18	Colombia	726,700
19	Azerbaiyán	718,800
20	Reino Unido	710,600
21	Kuwait	479,700
22	Ecuador	383,500
23	Libia	337,800
24	Malasia	326,200
25	Vietnam	324,600
26	Guinea Ecuatorial	308,700
27	Indonesia	302,300
28	Congo	254,100
29	Egipto	246,500
30	Gabón	214,200
31	Australia	192,500
32	Sudán del Sur	147,300
33	Brunéi	127,400
34	Ghana	104,000
35	Camerún	96,370
36	Dinamarca	82,980
37	Chad	70,440
38	Turkmenistán	67,790
39	Timor Oriental	62,060
40	China	57,310
41	Papúa-Nueva Guinea	55,600
42	Túnez	39,980
43	Argentina	36,630
44	Bielorrusia	31,730
45	Trinidad y Tobago	31,030
46	Uzbekistán	27,000
47	Nueva Zelanda	26,440
48	República Democrática del Congo	20,000
49	Sudán	19,540
50	Albania	17,290
51	Filipinas	16,450
52	Svalbard y Jan Mayen	16,070
53	Singapur	14,780
54	Suecia	14,570
55	Mongolia	14,360
56	Italia	13,790
57	Pakistán	13,150
58	Guatemala	9,383
59	Yemen	8,990
60	Perú	7,995
61	Países Bajos	7,984
62	Alemania	6,569
63	Irlanda	5,900
64	Mauritania	5,333
65	Polonia	4,451
66	Grecia	3,229
67	Georgia	3,006
68	Hungría	2,713
69	Rumania	2,076
70	Birmania; Myanmar	1,824
71	Bolivia	1,274
72	Belice	1,220
73	Eslovaquia	1,022
74	Lituania	1,002
75	Tailandia	790
76	Barbados	674
77	República Checa	446
78	Ucrania	413
79	Macedonia	142
80	Serbia	123

La lista contiene algunos errores y también es necesario eliminar aquellos países que aunque exportan petróleo, sus importaciones son superiores a la exportación, resultando en realidad que son importadores netos.   

El total nos da unos 42 millones de b/d.

Descuento Venezuela, que no llega a los 500.000 b/d netos.

EE.UU. no tiene exportación neta.

Gran Bretaña, Indonesia, Egipto, México,  Australia, China, Italia y algún otro pequeño, no tienen exportaciones netas y hay que restar sus datos.

En cambio, Libia exporta más de 1.000.000 de b/d, en lugar de 337.000 b/d.

El total, después de restar estos países , está en torno a los 37 millones de b/d.

Hay otras matizaciones.  

 Qatar exporta 1.150.000 b/d pero son líquidos de gas natural, no petróleo. Es importante, porque los LGN no tienen el mismo uso que el petróleo y en este estudio no deberían figurar. Pero como lo que queremos es centrar el problema en la diferencia entre el mercado total de producción de petróleo y la cantidad de exportación neta, una pequeña diferencia no cambia el orden de magnitud de la cantidad neta a exportar.

Ya tenemos definido el mercado, son 37 millones de b/d. Mientras la producción de petróleo crecía sin cesar, no tenía importancia referirnos a esta parte del mercado, porque siempre estaba bien abastecido.

El problema, mucho peor que la producción total de petróleo viene, cuando en Noviembre de 2018 se alcanza el peak oil. En 2019, la producción de petróleo ya descendió suavemente y en 2020 vinó la pandemia y distorsionó todo el sistema. Tanto la producción como el consumo se vieron fuertemente afectados y la formación de precios se rompió por completo. Necesitaremos al menos dos años, para volver a los fundamentales correctos en la formación de precios, en el caso de la resolución de la pandemia. Como las previsiones estiman una demanda de 100 millones de b/d al final de 2022, ya podemos volver sobre el peak oil.

Cuando el descenso en la producción es de 1 millón de b/d, el total se ve reducido en un 1%, pero el total del mercado exportador alcanza casi el 3%. Si faltan 3,5 millones de b/d, sobre el total es un 3,5%, pero sobre el mercado exportador, es un 10%. 

Si faltarán 37 millones b/d, reduciríamos la producción mundial en un 37%, pero la exportación neta sería cero barriles. Aquellos países como España, se quedarían sin nada de petróleo.

Naturalmente, mucho antes de llegar a este punto, el mercado explotaría. Primero se reducirían los inventarios hasta llegar a niveles ínfimos incompatibles con el mantenimiento del comercio mundial, por la inseguridad.  Pero esto sería en muy poco tiempo. Después empezarían a faltar barriles en el mercado y las presiones sobre los precios serían insostenibles.

Aquí es relevante traer el informe del HSBC de 2016, donde decía que el 81% de los campos de petróleo existentes estaban declinando. Eso quiere decir, que la producción de cada año, se reduce y necesitamos desarrollar nuevos campos, para compensar este decline. 

Pero, ¿ qué está ocurriendo desde 2015?.  Ya lo sabemos, la inversión ha caído en picado y es insuficiente para sustituir el petróleo perdido por el decline de los campos. Hemos vivido una situación excepcional, con el desarrollo del shale oil. Estas formaciones, que producen petróleo rápidamente (son proyectos de ciclo corto), han sido capaces en solitario, de sustituir el petróleo que declinaba y aumentar la producción mundial, si sumamos el petróleo del shale oil a los LGN de los campos de gas de USA.

En 2019, también se comprobó que empezaban a estabilizarse, incluso se redujo levemente la producción. 

Por lo tanto, si no se invierte lo suficiente para suplir el petróleo perdido por el decline a largo plazo y tampoco el shale oil puede aumentar, la producción irá irremisiblemente a la baja. Pero un pequeño descenso en la producción total, es un gran descenso en el petróleo disponible para el mercado.   

Y existe un  problema mucho mayor.

El 60% del petróleo mundial, procede de campos supergigantes ya exhaustos. Para compensar la falta de inversión en nuevos desarrollos muy caros, se ha utilizado hasta el límite, la perforación de relleno. Este sistema permite mediante la perforación de una combinación de un pozo vertical con otro horizontal de continuación, acceder a puntos de cada yacimiento, que contienen petróleo por encima del corte de agua del pozo (cuando en un yacimiento se empieza a sacar petróleo, la presión del pozo cae enseguida y para mantener la presión se introduce agua a presión, para mantener el gradiente de presión. El agua se coloca debajo por su mayor densidad y va ascendiendo a medida que introducimos más y más agua. Al final el nivel de agua es tan alto, que casi llega a cubrir todo el pozo. Por eso, si perforamos por encima del corte de agua (nivel del agua), extraemos petróleo sin casi agua, mucho más rentable que sacar un 90% de agua y un 10% de petróleo). Lo malo de este sistema es que permite mantener la producción de petróleo con un descenso mínimo acosta de agotar el yacimiento rápidamente. Este sistema bueno, bonito y barato se ha empleado en todos los grandes yacimientos y ahora nos acercamos al final, sin que sea posible calcular, en que momento llegaremos al final.

Por eso es importante registrar las palabras de los expertos en petróleo como Ron Patterson, ingeniero de petróleo que escribe en peakoilbarrel.

RON PATTERSON

IGNORADO

18/06/2021 a las 7:20 am

Incluso los precios del petróleo más altos no extraerán aceite de un nabo. Rusia ha alcanzado su punto máximo. Incluso lo admiten, en forma impresa. El Ministerio de Energía de Rusia pronostica que la producción nunca superará su pico anterior.

La razón por la que Rusia ha alcanzado su punto máximo es que han realizado perforaciones de relleno masivas con pozos horizontales, rozando la parte superior de sus antiguos depósitos gigantes. Esto mantiene la producción alta hasta…. hasta que el agua finalmente llegue a la parte superior del depósito. Entonces la producción cae en picada. Lo mismo le está sucediendo a Arabia Saudita. Han estado haciendo esto, batiendo la parte superior de sus depósitos, desde principios de la década de 2000.

Estos son dos de los tres principales productores de petróleo del mundo. Estados Unidos tiene un problema diferente pero con resultados similares. Sin embargo, todavía tenemos gente que hace caca en el pico del petróleo. Bueno, supongo que no puedes culparlos. Aquellos que han predicho el pico del petróleo en el pasado siempre se han equivocado. Entonces, ¿por qué demonios debería alguien escucharlos esta vez?                    

O las explicaciones de George Kaplan, donde comenta las dificultades técnicas en la producción de petróleo en los pozos a gran presión y temperatura, a gran profundidad o en el Ártico. Es importante saber , que la tecnología de última generación en el desarrollo de pozos de petróleo no está al alcance mas que de unos pocos.

1. GEORGE + KAPLAN

   IGNORADO

   18/06/2021 a las 5:20 pm

   No conozco ninguno de los problemas específicos con LTO, pero puedo darle ejemplos de algunos de los problemas con los desarrollos costa afuera. Rusia tenía un acuerdo con Exxonmobil para proporcionar tecnología y experiencia para explotar algunos campos árticos que fueron eliminados por las sanciones. Un problema importante con la perforación en aguas profundas es que requiere equipos de boca de pozo de alta presión y alta temperatura (por ejemplo, dispositivos de prevención de reventones, elevadores flexibles, árboles de Navidad, válvulas de cierre submarinas. Los fluidos del yacimiento hpht son una dificultad, pero se suma a esto que en el Ártico condiciones, el equipo también puede experimentar condiciones de frío extremo y agua salada. Sólo hay dos o tres fundiciones en todo el mundo que pueden producir los aceros especializados que se necesitan con la calidad requerida. Luego, debe encontrar un fabricante para forjar o moldear el equipo que necesita; esto significa que han pasado por un programa de diseño, fabricación y prueba largo y costoso. Todos estos equipos solían provenir de empresas occidentales, los países asiáticos pueden estar poniéndose al día, pero hace 5 o 6 años las principales COI no habrían confiado en ninguno para hacer nada más que artículos de tipo básico (es decir, presiones y temperaturas medias, materiales estándar), y solo luego con una amplia supervisión de la calidad. Los primeros equipos de 20 ksi (es decir, presiones de diseño de 20000psi recién se están implementando, por ejemplo, en Anchor en GoM). Hay pocas empresas que pueden fabricar elevadores flexibles de alta presión, que son tubos de varias capas increíblemente complicados, o los umbilcales que llevan el control eléctrico e hidráulico. equipo (en realidad, cada vez menos debido a las fusiones) programa de fabricación y pruebas. Todos estos equipos solían provenir de empresas occidentales, los países asiáticos pueden estar poniéndose al día, pero hace 5 o 6 años las principales COI no habrían confiado en ninguno para hacer nada más que artículos de tipo básico (es decir, presiones y temperaturas medias, materiales estándar), y solo luego con una amplia supervisión de la calidad. Los primeros equipos de 20 ksi (es decir, presiones de diseño de 20000psi recién se están implementando, por ejemplo, en Anchor en GoM). Hay pocas empresas que pueden fabricar elevadores flexibles de alta presión, que son tubos de varias capas increíblemente complicados, o los umbilicales que llevan el control eléctrico e hidráulico. equipo (en realidad, cada vez menos debido a las fusiones) programa de fabricación y pruebas. 

   Los materiales elastoméricos son otro problema con los depósitos de hpht y la capacidad de manejar varios productos químicos y fluidos de depósito corrosivos. Los compresores, bombas y válvulas de alta presión solo provienen de unos pocos fabricantes. Comprar alternativas de menor calidad no es necesariamente una opción, no es que no funcionen tan bien o se estropeen con más frecuencia, simplemente no funcionan en absoluto o explotan rápidamente y se van para siempre. Todo esto probablemente también se aplica a los equipos de perforación, pero ese no es mi campo, aunque sé que en Sakhalin ExxonMobil batió regularmente récords de longitud de pozos, perforando desde tierra adentro bajo el mar (utilizando torres de perforación cerradas especializadas debido al frío).

   Comprender la química y la geología de los yacimientos es difícil y requiere computadoras muy poderosas (en segundo lugar solo para las que se usan para los modelos climáticos) y modelos probados, que generalmente están estrechamente protegidos por E&P y consultorías especializadas (no obtener el modelo correcto podría ser la diferencia entre 5 y 5). 35% de recuperación en un campo. La planta de GNL y el diseño de equipos especializados solo están disponibles en 3 o 4 empresas occidentales. Otras tecnologías especializadas, como para algunas mezclas difíciles de aceite y agua, están patentadas con un solo proveedor. Se necesitan muchos años para diseñar, probar y refinar estas tecnologías.

   La administración de las compañías petroleras rusas es generalmente terrible, entre la incompetencia, la corrupción, el nepotismo, la apatía y las actitudes de no mover el barco, serán al menos 2 o 3 veces más largas y más costosas que una compañía del COI occidental o asiática y probablemente no ser capaz de hacer cosas complicadas en absoluto. No tienen ningún interés o incentivo para pasar por programas de I + D o cualquier otra cosa sin perspectivas de ganancias casi inmediatas. Los buenos ingenieros se vuelven cínicos rápidamente y muchos, si no la mayoría, tienen un objetivo profesional de llegar al oeste de alguna manera (por ejemplo, adscripción o contratación directa).

 

  Por otro lado, las últimas noticias siguen siendo bastante malas.

"Las exportaciones de petróleo de Rusia de julio a septiembre caerán un 7,2% desde el segundo trimestre de 2021"

https://www.zawya.com/mena/en/markets/story/Russias_quarterly_crude_oil_exports_to_drop_72_schedule-TR20210617nL5N2NY2IQX8/

https://www.hellenicshippingnews.com/saudi-data-april-crude-exports-fall-to-lowest-since-june-2020-jodi/

"Las exportaciones de petróleo crudo de Arabia Saudita en abril estuvieron en su nivel más bajo desde junio de 2020, ya que continuó manteniendo la producción muy por debajo de su cuota de la OPEP, mostraron las cifras de la Iniciativa de Datos de Organizaciones Conjuntas".

En definitiva, no necesitamos que caiga mucho la producción de petróleo para comprobar que estamos ante un problema de escasez manifiesta de petróleo. 

 

Saludos.  

PD. Y no he querido referirme a circunstancias que empeoran las conclusiones del  análisis.

Por ejemplo, los 100 millones de b/D no son los que se entregan netos para el consumo, sino que hay que descontar los barriles necesarios para extraer, refinar y transportar el petróleo como he dicho antes. Pero además los 100 millones de b/d no son todos petróleo.  2,5 son ganancias de las refinerías, que disminuyen al reducirse la producción de petróleo. También los biocombustibles necesitan mezclarse con petróleo, con lo que una reducción en la producción de petróleo implica una reducción en la mezcla.

Por último, los LGN llegan a 15 millones de b/d que no sirven para fabricar diésel, gasolina o keroseno. Por lo que el aumento de LGN no afecta a la producción de líquidos para el transporte.  

Una previsión de la producción futura de petróleo de los principales países.

https://www.rankia.com/blog/pico-petroleo-consecuencias/4648675-colapso-produccion-petroleo-2022-irreversible