Revisión en la producción de petróleo en 2022-2023. Conclusión.
El año pasado en Junio, presenté en Rankia este informe sobre las perspectivas poco halagüeñas en la producción de petróleo.
Un año y pico más tarde viene bien una revisión, para ver como ha ido la tendencia.
En el mundo del petróleo no hay secretos. Los campos declinan permanentemente y se necesita una inversión creciente (cada vez cuesta más extraer petróleo), solo para mantener la producción. Como explicaba en el informe, la inversión se hundió a partir de 2014-2015 y solo el shale oil pudo aumentar la producción con su inversión intensiva.
En 2020 la pandemia y el hundimiento del consumo, empeoró las condiciones del sector y las inversiones profundizaron su caída.
Fuera de la OPEP.
Las inversiones en exploración y producción de crudo y gas en los países que no pertenecen a la OPEP, como, por ejemplo, EE. UU. o Canadá, registraron en 2020 una caída interanual del 29 %, hasta 311.000 millones de dólares, su nivel más bajo en los últimos quince años, y no se espera que se recupere este año.
Así lo afirma este martes la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) en su informe mensual, según sus más recientes estimaciones sobre la evolución del mercado mundial de crudo a corto plazo.
El desplome de los gastos en el sector, que fueron menos de la mitad del récord alcanzado en 2014, cuando totalizaron los 718.000 millones de dólares anuales, fue provocado en gran parte por "la destrucción de la demanda a raíz de la pandemia de la covid-19", explican los expertos de la organización.
Para todo 2021, calculan que "la inversión en exploración y producción en los países no pertenecientes a la OPEP se mantendrá sin cambios, en 311.000 millones de dólares, ya que muchos proyectos se han retrasado o quedaron en suspenso el año pasado".
Además, los productores del petróleo de esquisto en Estados Unidos "siguen demostrando disciplina de gasto", añaden.
No obstante, admiten que en los últimos meses hay un aumento de la actividad que puede volver a impulsar la inversión "si el actual nivel de precios se mantiene hasta finales de año".
"La constante recuperación de los precios del petróleo desde el segundo trimestre de 2020 ha conllevado un incremento del número de plataformas petrolíferas (operantes) en Estados Unidos hasta las 342 unidades al 30 de abril de 2021, casi el doble del mínimo de agosto de 2020", indican.
Asimismo, las operaciones del petróleo de esquisto estadounidense en los pozos de fracturación hidráulica ("fracking") han aumentado casi cada mes desde el mínimo de hace un año (mayo de 2020).
AUMENTO MODERADO DE LA OFERTA
La OPEP recuerda que "el descenso repentino y sin precedentes de la demanda de petróleo causado por el estallido de la covid-19", llevó a los países productores de petróleo reducir su bombeo.
La OPEP y sus aliados, entre ellos Rusia, adoptaron hace un año un gigantesco recorte de su bombeo, de 9,7 mbd -cerca del 10 % de la producción mundial- que han ido aliviando desde entonces de forma paulatina pero sin recuperar aún el nivel que tenían antes de la pandemia.
En total, en todo 2020 la oferta mundial de petróleo disminuyó en una media de 6,4 mbd respecto a 2019.
Para 2021, se vaticina un aumento moderado, en 700.000 barriles diarios (mbd), en los suministros de fuera de la OPEP, que se situarían así en una media de 63 mbd, gracias sobre todo a una mayor producción de Canadá, Brasil, China y Noruega.
El informe precisa que entre las regiones en desarrollo, "América Latina seguirá siendo (en 2021) el principal factor de crecimiento de suministro", con un aumento interanual de 0,2 mbd debido principalmente a los planes del sector en Brasil.
Estas perspectivas están sin embargo sujetas a "incertidumbres, sobre todo en lo que respecta a los niveles de inversión", se advierte en el documento.
La OPEP, por su parte, extrajo en abril 25,08 millones de barriles diarios (mbd), 26.000 bd más que el mes anterior, y tiene previsto continuar abriendo los grifos, aunque de forma controlada, al menos hasta julio.
Tal y como confirmó en su última teleconferencia el 28 de abril, el grupo de 23 países apodado "OPEP+", con Arabia Saudí y Rusia a la cabeza, aumentará gradualmente la oferta de crudo en 2,141 millones de barriles diarios (mbd) ente mayo y julio.
DEMANDA SIN CAMBIOS
Con respecto a la demanda, la OPEP ha mantenido hoy sin cambios las estimaciones publicadas hace un mes: espera que este año el consumo petrolero del planeta aumente en 6 mbd, hasta una media de 96,5 mbd, lo que supone una recuperación incompleta del desplome en 9,5 mbd registrado en 2020.
Wanda Rudich
En la OPEP.
La inversión en 2020 subió un poco y en 2021 lleva una tendencia parecida.
Ayer Enquest, una empresa mediana-pequeña del sector, presentó resultados del primer semestre, con una caída en la producción del 30% anual.
https://www.enquest.com/media/press-releases/article/2021-half-year-results
Production and financial information
| Business performance measures | For the period to 30 June 2021 | For the period to 30 June 2020 | Change % |
|---|---|---|---|
| Production (Boepd) | 46,187 | 66,055 | (30.1) |
Lo que está ocurriendo es que la inversión no permite aumentar la producción y el decline natural de los pequeños campos es brutal. Las empresas están muy endeudadas y la falta de inversión, bien sea por problemas financieros, bien por la políticas ESG actuales, que no facilitan los préstamos, está dinamitando la producción.
No hay nuevos desarrollos y la sustitución de la producción que cae por el decline de los campos, solo se puede minimizar, por las inversiones de mantenimiento de los campos, con mención especial para la perforación de relleno.
Aún asi, vean las estimaciones de Rystad, en un informe antiguo de Marzo de 2019, sobre como aumenta el decline en los campos en el mar, cuando no se invierte suficiente en su mantenimiento.
La salvación del shale oil, que desde 2016 hasta 2019 se bastó para incrementar la producción de petróleo lo suficiente para evitar el decline e incluso aumentar la producción, se ha desvanecido. No solo las empresas están siendo más conservadoras, sino que muchas cuencas han entrado en decline irreversible como Eagle Ford. Por ahora solo el Pérmico, tiene previsiones de aumentar la producción para los próximos dos años, especialmente en Nuevo México, pero un nuevo problema incipiente, puede que deje esta previsión obsoleta, si se confirma. La presión de la zona está cayendo y los nuevos pozos ya salen con presión en boca de pozo, notablemente más baja. El exceso de fracturación , el abuso de apuntalantes (para que las fracturas no se cierren) y el problema de la cercanía excesiva de pozos ( problema padre-hijo), han debilitado el subsuelo, creando una red de microfracturas, por las que escapa el petróleo, reduciendo la presión interna y por lo tanto, disminuyendo la producción, comparándola con la de hace solo unos años.
Un empresario del sector, cuenta su experiencia en peak oil barrel.
[No he pedido permiso para reproducir su conversación, pero considero que este comentario debe ser conocido por todo el mundo].
Por cierto es un sitio web de obligada visita y que recomiendo encarecidamente.
https://peakoilbarrel.com/june-us-oil-production-little-changed/#comments
SOBREVIVIENTE DE LTO
Según mi experiencia, a los precios actuales de los productos, las empresas no pueden pagar sus deudas, pagar dividendos y aumentar la producción. La predicción del precio de 59 dólares por barril no es lo suficientemente alta como para que LTO sea sostenible. Esto es un hecho y ahora con la escasez de acero y la escasez de mano de obra y la inflación de los costos, la economía está empeorando. Habrá un momento en el que las ubicaciones y la presión desaparecerán. No será este año o el próximo, pero se acerca.
OVI
LTO
Necesito una aclaración sobre su declaración "El agotamiento de la presión es real".
Si se refiere a un pozo terminado con laterales, entonces la presión bajará a medida que salgan el aceite y el agua. Física básica.
¿Es posible que también esté diciendo / insinuando que hay una caída de presión general en toda una cuenca / campo? Tengo entendido que las cuencas LTO consisten en una gran cantidad de bolsas de petróleo relativamente pequeñas que no están conectadas. Por lo tanto, se requiere el fracking para conectarlos con pequeños pasajes para llevar el petróleo al pozo.
Si está diciendo / insinuando que hay una caída de presión general en toda una cuenca / campo, entonces eso implica que puede haber pequeños pasajes de conexión entre varias de las pequeñas bolsas de petróleo. No puedo pensar en otra explicación.
Ovi,
Estamos viendo una conexión significativa entre pozos espaciados a 1400 pies de distancia. Nuestra presión de cierre original era de 2400 # en la superficie, a diferencia de los pozos para niños con 1600 # encerrados en la superficie. Nuestros IP son solo alrededor del 71,428% del promedio de los pozos principales que fluyen. Solo espero que esto empeore con el tiempo. Todo está interconectado y, en algunos casos, con pozos separados por 1420 pies, estamos viendo que la producción en el pozo principal se ve afectada de manera positiva con más agua e hidrocarburos. A pesar de que tenemos una permeabilidad horrible en la lutita, la naturaleza eficiente de los complejos de fractura que se mantienen abiertos está creando caminos entre los pozos.
Por lo tanto, la esperanza blanca del shale oil, está también muriendo.
Por estas explicaciones y otras que resumo en este post,
https://futurocienciaficcionymatrix.blogspot.com/2021/07/colapso-en-la-produccion-de-shale-oil.html
estimo que la producción de shale oil, empezará a caer con fuerza en 2023.
Rusia, también está teniendo dificultades para recuperar su producción, aunque se achaca a problemas puntuales.
MOSCÚ, 2 de septiembre (Reuters) - La producción de condensado de gas y petróleo de Rusia disminuyó a 10,43 millones de barriles por día (bpd) en agosto desde 10,46 millones de bpd en julio, según cálculos de Reuters basados en un informe de Interfax que cita datos del Ministerio de Energía el jueves.
Colombia se enfrenta al colapso de su producción de petróleo.
https://brazilenergyinsight.com/2021/05/19/colombias-oil-industry-is-on-the-brink-of-collapse/
México sigue con problemas, si no tenemos en cuenta la optimista previsión sobre los proyectos no sancionados..
En Canadá, la confirmación de la suspensión del oleoducto Keystone XL, limita el posible crecimiento en el futuro. Incluso las previsiones del año pasado se han reducido en 200.000 b/d.
https://napipelines.com/canadian-oil-sands-production-ihs-report/
El último pronóstico del IHS Markit Oil Sands Dialogue espera que la producción de arenas petrolíferas canadienses alcance los 3,6 millones de barriles por día (bpd) en 2030, un aumento de 650.000 bpd en comparación con los niveles de 2021 (900.000 bpd a partir de 2020). El pronóstico anterior de IHS Markit esperaba que la producción alcanzara los 3.8 millones de bpd en 2030.
En Brasil, la producción entra en meseta, hasta volver a crecer en unos años, mientras las reservas totales ya están disminuyendo.
https://peakoilbarrel.com/brazil-summary/#more-30556
En el África subsahariana, vemos el mejor ejemplo del futuro desplome de la producción. Primero las reservas están cayendo en picado, mientras la producción se mantiene con suave tendencia a la baja , gracias a la perforación de relleno.
Estos dos gráficos reflejan perfectamente, por qué el acantilado Séneca (un hundimiento abrupto en la producción de petróleo) nos espera en los próximos años, debido al agotamiento de los yacimientos y su enmascaramiento por las técnicas de perforación de relleno, que permiten mantener la producción casi estable, mientras las reservas se acercan al agotamiento.
Las reservas se hunden con rapidez mientras...
Como siempre, gracias al trabajo de George Kaplan, vemos estos magníficos gráficos.
https://peakoilbarrel.com/annual-reserve-revisions-part-vi-sub-saharan-opec-members/#more-31858
En Noruega están desarrollando su gran campo Sverdrup. A pesar de ello, las inversiones futuras siguen cayendo en espera de nuevos descubrimientos.
https://www.norskpetroleum.no/en/economy/investments-operating-costs/
La parte más difícil de estimar es la correspondiente a la OPEP.
Una revisión para 2021 y 2022 de la EIA es esta.
https://www.eia.gov/todayinenergy/detail.php?id=49196#
En nuestra Perspectiva energética a corto plazo (STEO) de agosto, pronosticamos que la producción mundial total de petróleo promediará 98,9 millones de barriles por día (b / d) en la segunda mitad de 2021 (2S21), por debajo de una previsión de 99,4 millones de b / d en el STEO de julio. El cambio se debe principalmente a los cambios previstos en la producción de petróleo de la OPEP y Rusia como resultado del acuerdo más reciente de la OPEP + .
Disminuimos nuestro pronóstico para la producción mundial de petróleo en 2021 debido a la menor producción pronosticada de la OPEP, que solo se compensa ligeramente por el aumento de la producción pronosticada de Rusia. Pronosticamos que la producción mundial de petróleo en 2022 promediará 101,8 millones de b / d, 20 000 b / d menos de lo que pronosticamos en el STEO de julio.
El 18 de julio, la OPEP +, que incluye a la OPEP y varios miembros que no pertenecen a la OPEP (incluida Rusia), acordó aumentar la producción mensual de petróleo crudo a partir de agosto de 2021. El último acuerdo exige que la producción total de petróleo crudo de la OPEP + aumente en 400.000 b / d cada uno. mes hasta que los recortes de producción anteriores se reviertan por completo, lo que ocurriría en el tercer trimestre de 2022 si se implementa a ese ritmo. Sin embargo, OPEP + extendió el acuerdo de producción para incluir reuniones mensuales hasta fines de 2022 para que pueda ajustar los objetivos de producción según sea necesario.
En el STEO de agosto, pronosticamos que la producción total de petróleo de la OPEP promediará 33,0 millones de b / d en el 2S21, 600.000 b / d menos que el pronóstico de julio para el mismo período. En el STEO de julio, esperábamos que la OPEP aumentara la producción en más de lo que el grupo acordó finalmente para satisfacer la demanda mundial. Esperamos que la mayoría de los países de la OPEP cumplan plenamente con el acuerdo durante el segundo semestre de 21.
Revisamos nuestro pronóstico para la producción de petróleo de la OPEP en 2022 en 40,000 b / d desde el STEO de julio a un promedio de 34.2 millones de b / d. En 2022, esperamos que los aumentos mensuales de producción de petróleo de la OPEP + alcancen un total de menos de 400.000 b / d para evitar un exceso de oferta en los mercados y hacer bajar el precio del crudo. Sin embargo, esperamos que algunos países produzcan más petróleo como resultado del aumento de sus líneas de base a partir de mayo de 2022, incluidos los Emiratos Árabes Unidos, Kuwait e Irak.
Nuestro pronóstico asume que las sanciones existentes contra Irán permanecerán vigentes hasta el final del período de pronóstico. Sin embargo, nuestro pronóstico incluye el aumento de la producción de petróleo de Irán durante ese período a pesar de que las sanciones siguen vigentes. Suponemos que la OPEP no ajustará los niveles de producción de petróleo para adaptarse a este aumento.
A pesar de cambiar las perspectivas para la producción futura de petróleo en el STEO de agosto, nuestro pronóstico del precio del petróleo crudo permanece prácticamente sin cambios desde el STEO de julio.
* * * *
Es importante saber que la realidad de la producción es una cosa y las estimaciones a futuro son otras. Por eso me parece importante vigilar Ghawar, como mayor yacimiento del mundo.
La producción real de los último años, donde Ghawar ya sobrepasó su peak oil, es la siguiente.
Para estimar la producción futura, traigo un gráfico que procede del mítico theoildrum, publicado en 2007.
http://theoildrum.com/node/2494
Todos los grandes campos supergigantes de Oriente Medio, que llevan 40 o 50 años funcionando, deben estar en meseta o con un fuerte decline, como finalmente han reconocido en Ghawar. Las inversiones en los años sucesivos, como mucho pueden recomponer la producción excepto en el caso de EAU e Irak, que todavía tienen margen para mejorar.
Por lo tanto, los próximos cinco años, definirán hacia donde se dirige la producción de la OPEP, sabiendo que el resto, en su conjunto, tiene una clara tendencia descendente.
Otro problema adicional que no existía el año pasado es que los costes de desarrollo se han disparado y todavía dificultan más, las inversiones ya reducidas. Como mencionan muchos trabajadores del sector, reemplazar maquinaria es una odisea con continuos retrasos, aparte de las pertinentes subidas de precios. La mano de obra especializada también escasea y no se aprecia sustitución en las personas con gran experiencia (y años) en el sector.
PREVISIÓN AIE
Por último el caso base para la demanda de petróleo de la AIE supone 104 millones de b/d para 2026.
https://iea.blob.core.windows.net/assets/1fa45234-bac5-4d89-a532-768960f99d07/Oil_2021-PDF.pdf
En cifras.
. Para el suministro prepara este gráfico.
Por otro lado reconoce que las inversiones siguen muy flojas.
En este gráfico tenemos desglosado por país y por año, como se va a suministrar el petróleo que se necesita para llegar a los 104 millones, por parte de la OPEP+.
Y en este, vemos la aportación no Opep+.
Está claro que el shale oil tiene la clave de que se cumplan o no estas perspectivas. Y luego, queda por ver si los países centrales de la Opep+ pueden o no incrementar la producción, para contrarrestar el decline de países como Angola o Nigeria.
Después de leer las previsiones de la AIE resulta obvio decir que ellos no ven la disminución de la producción por ningún sitio, a pesar de aceptar que la inversión sigue siendo insuficiente.
Recordar que los inventarios se están ajustando y ya figuran muy por debajo de la media de los últimos cinco años, siendo previsible una fuerte reducción de aquí a fin de año 2021. En este contexto, un déficit de dos o tres millones de b/d en 2022-2023, puede suponer un auténtico colapso en la economía, si los precios reflejan la escasez.
En esta tesitura se abren varios escenarios.
1º). Fuertes subidas de precios para reducir la demanda hasta alcanzar la oferta.
2º). Hundimiento del consumo por crash económico (por ejemplo, subidas de tipos de interés inesperadas para frenar la inflación).
3º), Medidas draconianas de restricción del movimiento, para adecuar demanda a la menguante oferta, con cualquier excusa coronavírica o de otro tipo.
4º). Fuertes subidas de impuestos con la excusa de la emergencia climática. Causan indirectamente una caída en el consumo de petróleo.
5º) Ventas masivas de petróleo procedente de la Reserva Estratégica. En EE.UU: se ha aprobado la venta de 21 millones de barriles desde el 1 de Octubre. En China llevan tiempo subastando toneladas de cobre, zinc y aluminio, procedente de la Reserva Estratégica china, con la intención de forzar una bajada o mantenimiento de las materias primas.
6º). Una combinación de varios de los puntos anteriores.
Más palomitas.
Saludos.
PD Simon Michaux ha presentado un informe completo de 1.000 páginas, donde explica la imposibilidad de realizar una transición energética total en el plazo previsto. Por lo tanto, a la vista de su conclusión, parece que el análisis de la producción de petróleo sigue siendo demasiado importante para dejarlo de lado.
https://tupa.gtk.fi/raportti/arkisto/42_2021.pdf
La conclusión.
"El pensamiento actual es que las empresas industriales globales reemplazarán un ecosistema industrial complejo que tardó más de un siglo en construirse. El sistema actual fue construido con el apoyo de la fuente de energía de mayor densidad calórica que el mundo haya conocido (petróleo), en cantidades abundantes y baratas, con crédito fácilmente disponible y recursos minerales aparentemente ilimitados. Se espera que este reemplazo se realice en un momento en que existe una energía comparativamente muy cara, un sistema financiero frágil saturado de deudas, minerales insuficientes y una población mundial sin precedentes, inmersa en un entorno natural en deterioro. Lo más desafiante de todo es que debe hacerse en unas pocas décadas. Los autores opinan que esto no saldrá según lo planeado. Este informe ha producido nuevos números que son bastante diferentes a los estudios anteriores ".
Si a la conclusión-resumen de la inviabilidad de una transición como la prevista, unimos la otra conclusión que se deriva de este gráfico (también procedente de Simon Michaux, aunque la fuente es distinta, como figura al pie del gráfico), podemos pensar que el colapso de nuestra civilización se acerca en apenas quince años.
Recordar que el cruce de la línea verde con la morada, significa que quedarían exactamente cero barriles de petróleo por extraer.
Y como mucho antes de cruzarse ambas líneas, veremos un desplome de la producción (está claro que no van a producir 100 millones de b/d durante quince años y el año 16, van a producir cero barriles), la previsión futura de la producción de petróleo debe presentar este formato.
Por ejemplo, la producción en Venezuela.
O la producción de petróleo prevista por la AIE, cuando quitamos toda la inversión.
PARTE GRIS CLARA NADA MÁS.
En algún momento de los próximos años, la perforación de relleno sobre los viejos campos supergigantes alcanzará su límite y después de ello, la producción de esos campos supergigantes colapsará. El desplome de la producción de petróleo provocará oleadas de subidas de precios que a su vez causarán un crash económico, que en fase de retroalimentación, hundirá el consumo de petróleo, desplomando los precios y colapsando la industria que dejará de invertir y a su vez, esta falta de inversión seguirá desplomando la producción del resto de campos.
No sabemos cuando ocurrirá, pero viendo las escasas reservas disponibles y la ausencia de descubrimientos, el colapso no puede alargarse más allá de 15 años.
Dennis,
El agotamiento de la presión es real. Cada año sucesivo veremos rendimientos cada vez más bajos por pozo. Asumo la tasa de perforación actual porque no hay dinero nuevo entrando en la industria. Las empresas con balances más sólidos: (1) seguirán comprando otras empresas / productores de barriles (2) pagarán la deuda (3) intentarán pagar dividendos.