Aspectos económicos de los yacimientos maduros de petróleo. Viabilidad económica de las reservas. Consecuencias.

Muchas veces hablamos de la diferencia entre extraer el petróleo antes y después del pico de cada yacimiento. La primera parte de extracción se obtiene con la recuperación primaria, que es la cantidad de petróleo que sale a la superficie sin mediar procesos de incremento de presión (como inyectar agua o gas).

Como un pozo de petróleo pierde presión desde el primer barril que sale  a la superficie, cuanto antes se monitorice la presión, mejor calidad tendrá la vida del reservorio y mayor será la recuperación.

El primer método para mantener la presión de un yacimiento es la inyección de agua. El propio yacimiento contiene agua natural, por lo que entre el agua interna y el agua inyectada, pronto grandes cantidades de agua fluirán a la superficie acompañando al petróleo-gas del pozo.

Cuando los yacimientos maduran, la cantidad de agua que se extrae aumenta hasta cifras muy altas.

Corte de agua.

Siguiendo el razonamiento de un experto en la extracción de petróleo, podemos aprender como se maneja un pozo y cual es la rentabilidad en función del agua y del precio del petróleo. 

¿Qué significa "corte de agua" en la industria del petróleo y el gas?

El corte de agua es la relación entre el agua producida y el fluido total producido. Un pozo que produce 50 barriles de petróleo por día y 150 barriles de agua por día tiene un corte de agua de 150/(50+150) = 75%.

¿Por qué es significativo?

La gestión de la producción de agua es a menudo la clave para optimizar la producción de petróleo. El empuje por agua proporciona la energía impulsora de muchos yacimientos de petróleo, por lo que la producción de agua es inevitable y, en cierto modo, algo bueno.

Pero el agua no genera ingresos y, de hecho, separarla y eliminarla cuesta dinero. En el punto en que los costos totales, incluido el costo de manejo del agua, exceden los ingresos netos de la producción, el operador está perdiendo dinero.

Por ejemplo. 

Un pozo que produce 200 barriles de fluido por día con un corte de agua del 75%: ¿es rentable?

Los costos fijos son $30,000 por mes (1.000$ por día) y regalías (impuesto sobre los ingresos brutos) del 20% e impuesto de indemnización del 10% (aparte de las deducciones).

50 BOPD a 60 dólares por barril son 3.000 dólares de ingresos brutos por día. Los ingresos después de regalías e indemnizaciones son de 2.250 dólares por día si mi calculadora mental funciona. El gasto operativo fijo es de $1,000 por día, antes del costo variable del agua.

Si manejar el agua cuesta ~$1,00 por barril, nuestros ingresos después de los costos son $2250 - $1000 - $150 = $1150 por día de ingresos por arrendamiento.

Pero el corte de agua inevitablemente aumenta. Con un corte de agua del 85%, el pozo producirá 30 bopd y 170 bwpd (barriles de agua por día).

30 x 60 = 1.800$ ingresos, 

$1.296 ingresos netos después de regalías e impuestos. 

Menos $1,000 fijos y $170 por día por el agua, deja una ganancia por arrendamiento de sólo $126 por día. Muy cerca del límite económico.

Los ingenieros de yacimientos pronostican petróleo y agua, y por lo tanto el corte de agua, para predecir el punto en el que se cerrará la producción.

                           

Este es un ejemplo para mostrar lo rápido que se vuelve deficitario un pozo, en la fase final de su vida. Y por qué, parte de las reservas técnicamente extraíbles, se quedarán bajo tierra. 

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Si todos los datos conocidos permiten identificar el pico de la producción de petróleo en 2018, significa que ya estamos en la curva descendente de la producción  (disimulada por una larga meseta) y por lo tanto, la parte más difícil y más cara de la producción mundial de petróleo.

El 50-60% de la extracción de petróleo mundial se obtiene de campos extremadamente maduros, que llevan funcionando décadas y cuyo corte de agua ha crecido bastante. Los ingenieros de yacimientos han conseguido mantener el declive de los pozos en un mínimo porcentaje, a costa de inyectar más agua. 

La parte final va mucho más deprisa, porque cortes de agua del 80% significa que extraemos 80 barriles de agua de cada 100 barriles y tenemos que volver a inyectar una cantidad semejante. Al principio el corte de agua es bajo y la necesidad de inyectar agua es mucho más baja, pero en la parte final de la vida de un pozo, la cantidad de agua crece muy deprisa, haciendo muy poco económico el petróleo extraído. Normalmente, el pozo se cerrará aunque queden reservas geológicamente extraíbles, pero no viables económicamente.

Estamos llegando a ese momento, y por eso, pasaremos de declines muy bajos en los viejos yacimientos a caídas espectaculares, cuando el corte de agua alcance niveles demasiado altos.

Lo importante no será la cantidad de reservas que quedan en el subsuelo, sino si se pueden extraer con un margen económico suficiente.

No se descubren nuevos yacimientos (cuyo desarrollo inicial tiene cortes de agua muy bajos) por lo que el problema de la producción de petróleo puede explotar , casi de la noche a la mañana.

El shale oil ni se cuenta, porque con declives del 70% el primer año, apenas se cuentan como reservas, las cantidades no extraídas el primer año.

Estamos iniciando el descenso por la ladera de la producción de petróleo y el coste económico de su extracción no va a hacer sino crecer desmesuradamente. Y esto es lo que nadie quiere entender.

Este gráfico de Jean Laherrere, describe la acelerada caída de las reservas de petróleo restantes.

El escaso número de descubrimientos de petróleo en la última década, ha acelerado la pendiente de la curva roja. Si además sabemos que la última parte de las reservas técnicamente recuperables se va a quedar bajo tierra, por cuestiones económicas, comprenderemos que nos queda muy poco petróleo viable con los precios actuales. 

Lo peor es que el esfuerzo de los ingenieros de yacimientos por minimizar el declive de los viejos yacimientos, impide que veamos el descenso abrupto del petróleo disponible. Parece que la producción de petróleo se mantiene en una meseta permanente, cuando lo que está ocurriendo es que estamos agotando el petróleo "barato" a toda velocidad, mientras no sustituimos prácticamente nada del petróleo que extraemos. 

 En 2019, la presentación de Aramco (la petrolera saudí) redujo a escombros la inocencia de la infinitud de Ghawar. Al reconocer el decline (pasó de un máximo de 5,5 millones b/d a solo 3,8 millones b/d, después de una larga meseta), Ghawar puede estar hoy en declive terminal y es el mayor yacimiento de petróleo del mundo, anticipando lo que va a ocurrir en el resto de campos maduros.

Por supuesto, fue una enorme y desagradable sorpresa (oscurecida por el incremento abrasador de la producción de shale oil) y no será la única que conoceremos en los próximos años. 

https://www.dawn.com/news/1474471

"Esto contrastaba marcadamente con la creencia común. Como informó Javier Blas de Bloomberg, en 2017, la Administración de Información Energética de EE.UU., brazo estadístico del Departamento de Energía de EE.UU., citó la capacidad de producción de Ghawar en 5,8 millones de bpd, mientras que Aramco en una presentación en Washington en 2004 también subrayó que el campo estaba bombeando más de 5 millones de bpd.

Pero según los detalles recientemente revelados, Ghawar está produciendo considerablemente menos. Puede bombear sólo 3,8 millones de bpd. Esto fue inesperado. "Como el campo más grande de Arabia Saudita, lo más destacado del informe es una cifra de capacidad de producción sorprendentemente baja de Ghawar", citó Blas a Virendra Chauhan de Energy Aspects Ltd.."

Rystad Energy ya nos ha avisado. Si no se invierte más en la producción de petróleo, en 2050 solo obtendremos 10 millones b/d.

https://oilnow.gy/news/world-needs-more-investments-in-oil-production-no-matter-the-speed-of-energy-transition-rystad/ 

"Si las inversiones en la producción de petróleo se agotaran por completo, el suministro caería a 10 millones de bpd para 2050", dijo Rystad Energy. En este sentido, señaló que se requieren más inversiones en producción de petróleo para satisfacer la demanda independientemente de la velocidad de la transición energética.

El gráfico (en gris) es tremendo.

Pero incluso invirtiendo grandes cantidades necesitamos encontrar mucho más petróleo o nos quedaremos sin él.

Goldman Sachs acaba de unirse al coro de las peticiones de inversión, al pronosticar una fuerte demanda hasta 2040.

https://economictimes.indiatimes.com/markets/commodities/news/goldman-sachs-expects-oil-demand-to-keep-growing-until-2034/articleshow/110459615.cms?from=mdr

"La división de investigación del banco elevó su pronóstico de demanda de petróleo crudo para 2030 a 108,5 millones de barriles por día (bpd) desde 106 millones de bpd, y espera que la demanda alcance un máximo de 110 millones de bpd en 2034, seguido de una larga meseta hasta 2040, según analistas dirigidos por dijo Nikhil Bhandari en un informe."

La demanda va a estar presente (a pesar de la transición energética), pero ¿y la oferta?

Nunca hemos valorado lo suficiente la ley de los rendimientos decrecientes y ahora nos va a tocar experimentar sus consecuencias. Porque no crean que solo se aplica al petróleo. Todos los metales minerales importantes, ya experimentan una considerable caída en las leyes mineras y tampoco se está descubriendo muchas minas adicionales, lo que nos empujará en breve a un descenso en la producción de esos metales.

La sensación del "nunca pasa nada", la creencia en una tecnología inmaterial y omnipotente, la enésima burbuja de los mercados, y un endeudamiento masivo, nos ha permitido ignorar los movimientos que se producen bajo la superficie. El resultado de este desconocimiento causará un terremoto apocalíptico, cuando confluyan todos los problemas y no sea posible retrasar más los resultados del "peak everything". Que a estas alturas (solo interesa el dato de producción real más inmediato), sigamos soportando las burlas de la mayoría de la población, no deja de ser parte de la maldición de Casandra.

Saludos.