cartilla petrolera 3.5
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“No dejaremos de explorar, y al final de nuestra exploración, llegaremos al punto de partida y conoceremos el lugar, por primera vez” T.S. Eliot
Breve descripción de este borrador de cartilla: Este borrador de cartilla versión 3.0 cuyo estadio final será la versión 5.0, que comenzó como recopilación de twitters pero ya no es de twitters, pero mantiene ese mismo estilo, es un trabajo pedagógico, sin ningún interés comercial, sin ánimo de lucro, ni intereses publicitarios ni de ninguna índole. Esta dirigido a toda persona que se quiera introducir en el fascinante mundo de los mercados financieros o simplemente todo estudiante que quiera conocer sobre los temas que abarca esta cartilla. Esta cartilla es una recopilación de conocimientos recientes y de fuentes de alta calidad, para que todo estudiante de colegio o adulto con interés en la materia pueda tener acceso al conocimiento en su lengua nativa, el español, de fuentes realmente de calidad y de acceso fácil y gratuito. Esta versión 3.0 es aun un borrador por eso esta lleno de errores ortográficos, le falta aun mayor organización en los temas y le faltan aun varios temas por añadir en los capítulos y por profundizar en los ya escritos, pero en esta fase ya se puede leer y tiene muchos datos importantes que pueden introducir y orientar al estudiante de manera clara al mundo de las economía y el petróleo.
Importante: Siempre que sale Billon o Trillon acompañando un valor
monetario o en cifras referentes a barriles de petróleo o gas es porque es la terminología americana, pero realmente todos los Billones que salen aquí son iguales a Mil Millones y todos los Trillones son Billones hablando en español.
HISTORIA DEL PETROLEO Y ECONOMIA DEL PETROLEO: ........6
FUNDAMENTOS DEL PETROLEO: ……………………………………….13
EXTINCIONES MASIVAS Y FORMACION DEL PETROLEO:
CARACTERISTICAS DEL RESERVORIO:
CARACTERISTICAS DE LOS POZOS PETROLEROS:
TRAMPAS DE PETROLEO:
PETROLEO DE GRANDES PROFUNDIDADES:
RESERVAS:
CRECIMIENTO DE RESERVAS:
RESERVAS ESTRATEGICAS DE PETROLEO:
REFINERIAS:
PROCESO DE REFINACION:
TANQUEROS:
CONCEPTOS PETROLEROS…………………………………………………58
CONVERSION DE UNIDADES:
TERMINOS PARA LOS PRODUCTOS REFINADOS:
PETROLEOS DE REFERENCIA MUNDIAL:
CUSHING Y EL PETROLEO WTI (WEST TEXAS INTERMEDIATE):
PETROLEO BRENT:
GAS Y CONDENSADOS: ……………………………………………………..78
GAS:
MERCADO DEL GAS:
BOOM DEL SHALE GAS EN USA
BAJA DE COSTOS DE ENERGIA EN USA DEBIDO AL GAS Y AUMENTOS EN EUROPA:
RESERVAS DE GAS:
LNG (LIQUIFIED NATURAL GAS):
GTL (GAS TO LIQUIDS) O CONVERSION DE GAS A LIQUIDOS:
CONDENSADOS:
DEPOSITOS DE ALMACENAMIENTO DE GAS:
PETROLEO CONVENCIONAL ………………………………………………98
PETROLEO NO CONVENCIONAL ……………………………………….104
PETROLEO DE LA OPEC, AFRICA Y ASIA: …………………………..112
IRAN:
IRAK:
NIGERIA:
RUSIA:
ESTRECHO DE ORMUZ:
COSTA ESTE AFRICANA:
NORTE DE AFRICA:
ARABIA SAUDITA:
CHINA:
INDIA:
KAZAKHASTAN:
OFERTA Y DEMANDA:
PETROLEO EN OCCIDENTE: ………………………………………………143
ESTADOS UNIDOS:
TRANSPORTE POR TREN:
CANADA:
BRASIL:
ARGENTINA:
PERU:
VENEZUELA:
MEXICO:
MAR DEL NORTE:
PANAMA:
PETROLEO EN COLOMBIA: ……………………………………………...206
PRINCIPALES HECHOS HISTORICOS
CONTRATOS DE CONCESION CON LA ANH:
REGALIAS, GOVERNMENT TAKE Y STATE TAKE:
RESERVAS, PRODUCCION Y CONSUMO DE PETROLEO
CUENCAS SEDIMENTARIAS
TIPOS DE CRUDOS DE ECOPETROL Y DESTINOS DE VENTA:
BIOCOMBUSTIBLES
GAS NATURAL EN COLOMBIA:
PRINCIPALES PETROLERAS EN COLOMBIA:
PETROMINERALES:
PACIFIC RUBIALES:
CANACOL ENERGY:
CORPORACIONES PETROLERAS: ………………………………………275
SERVICIOS PETROLEROS:
EMPRESAS PETROLERAS:
EMPRESAS DE GAS PROPANO (LPG):
ASPECTOS ECONOMICOS DEL PETROLEO …………………………283
EVALUACION ECONOMICA DE UN POZO PETROLERO:
GOVERNMENT TAKE:
VALUACION DE UNA EMPREA DE PETROLEO O GAS:
RELACION PRECIOS DEL PETROLEO, EMPLEO Y DEFICIT PRESUPUESTAL:
MERCADOS DE FUTUROS Y COBERTURAS DEL PETROLEO:
Hoy la energia del petróleo convencional es politica, la del carbon es sucia, la nuclear es peligrosa, la eolica es inconstante, la solar es cara, la hidrica es localizada y la del shale gas es decisiva (Earth Wars, Geoff Hiscock)
HISTORIA DEL PETROLEO Y ECONOMIA DEL PETROLEO:
La palabra petróleo se uso por primera vez en 1556 en un tratado publicado por el mineralogo Alemán Georg Bauer, mejor conocido como Georgius Agricola(Fossil fuels)
Edwin drake perforo el primer pozo de petróleo en estados unidos en Pensilvania en 1859 (The A to Z of the petroleum industry)
La estratigrafía es fundada en las ideas de Richard Hooke y Nicolas Steno, fisicos del Gran duque de Tuscany(The Geology of Stratigraphic Sequence)
La ley de superposición dice que en una sucesión de estratos, el mas antiguo y que se formo primero debe estar en el fondo y fue enunciada por Steno(The Geology of Stratigraphic Sequence)
El fundador de la estratigrafía moderna fue William Smith, que hizo el primer mapa estratigráfico de la historia en 1815: El mapa era de Inglaterra y Gales(The Geology of Stratigraphic Sequence)
El primer barco a vapor construido en estados unidos lo hizo Jhon Fitch en 1787 El primer pozo perforado por Edwin Drake fue en Titusville Pensilvania en 1959 y tenía
29 metros de profundidad (The A to Z of the petroleum industry) En 1860 un año después del primer pozo petrolero perforado, el barril de petróleo costaba
US$10 y dos años después en 1862 tan solo US$0.1 (Petroleum Accounting) En 1870 en USA se producían 25 Millones de barriles de petróleo al año, se transportaban
en barriles de madera desde los pozos hasta las líneas férreas donde se vertían en el tren que tenia depósitos mas grandes (Petroleum Accounting)
En 1870 John D. Rockefeller fusiono su empresa petrolera con cuatro compañías más y se formo la Standard Oil Company. (Petroleum Accounting)
Inicialmente la Standard Oil Company solo se dedicaba a refinación, transporte y comercialización, después adiciono exploración y producción(Petroleum Accounting)
Para 1880 la Standard Oil Company controlaba el 90% de la refinación en USA y dominaba la industria petrolera mundial(Petroleum Accounting)
En 1860 la producción de petróleo crudo era menor a 400 bpd, en 1866 sobrepasaba 10mil bpd y en 1885 100mil bpd (barriles de petróleo diario), 1900 era de 410mil bpd(the A to Z of the petroleum Industry)
La producción de petróleo crudo mundial supero 1Millon bpd (barriles de petróleo diario) en 1913 y 2 Millones bpd en 1921. (the A to Z of the petroleum Industry)
En 1911 la Corte suprema de USA ordeno la disolución de la Standard Oil Company en 34 empresas mas pequeñas, independientes entre las cuales están: (the A to Z of the petroleum Industry)
Vacuum Oil Company (luego Mobil y ahora ExxonMobil), Standard Oil de Indiana(luego Amoco ahora fusionada con BP) (the A to Z of the petroleum Industry)
Standar Oil de California (luego Chevron), Atlantic Refining Company (luego Arco adquirida por BP), Continental Oil Company (luego Conoco-Philips) (the A to Z of the petroleum Industry)
South Penn Oil Company (luego Penzoil, ahora adquirida por Shell), Standard Oil de Ohio (Sohio, adquirida por BP), Ohio Oil Company (luego Marathon) (the A to Z of the petroleum Industry)
La primera empresa petrolera estatal en el mundo se estableció en Austria en 1908 y la segunda petrolera estatal fue YPF en Argentina en 1922. (the A to Z of the petroleum Industry)
Las 6 empresas petroleras privadas mas grandes del mundo actualmente antes denominadas las 7 hermanas son: BP, Chevron, ConocoPhillips, ExxonMobil, Shell y Total.
Las originales 7 hermanas eran: Exxon, Royal-Dutch/Shell, Texaco, Mobil, Standard Oil of California, Gulf y British Petroleum(BP).( The A to Z of the petroleum industry)
En 1924 se fundó la empresa estatal francesa y en 1926 la italiana AGIP que ahora hace parte de ENI. (the A to Z of the petroleum Industry)
Para 1920 apoyadas por el gobierno de USA que tenia temores de deficiencias locales de petróleo, las compañías petroleras de USA empezaron a explorar alrededor del mundo (Petroleum Accounting)
Alrededor de 1925 aproximadamente 35 compañías petroleras habían invertido mas de US$1Billon en exploración en medio oriente, África, Asia y Latinoamérica(Petroleum Accounting)
Para 1930 se hicieron descubrimientos gigantes de petróleo en Texas creando una sobreoferta de petróleo y las compañías petroleras de USA bajaron sus inversiones en exploración en el extranjero(Petroleum Accounting)
El descubrimiento del campo East Texas y la gran depresión produjeron una caída del 90% en el precio del petróleo a comienzos de los años 30's(Petroleum Accounting)
A mediados de la WWII los gobiernos de USA y UK ante una eventual escases de petróleo propusieron a Chevron y a Texaco comprar los activos petroleros árabes (Petroleum Accounting)
Chevron, Texaco, Exxon y Mobil conformaron de Arabian-American Oil Company (Aramco) para explotar los recursos de Arabia Saudita(Petroleum Accounting)
En la primera mitad del siglo XX, USA producía y consumía entre el 50-75% de la producción anual mundial de petróleo(Petroleum Accounting)
En 1930 el petróleo bajo a US$0.1, para 1950-60 el precio permaneció estable al rededor de US$3/barril. (Petroleum Accounting)
PEMEX se formo por la nacionalización de intereses gringos y holandeses en 1938 y fue la primera empresa estatal petrolera creada vía nacionalización(the A to Z of the petroleum Industry)
El 28 de Abril Mohammed Mossadegh fue elegido primer ministro de Irán, y el 1 de Mayo nacionalizo la industria petroleara Iraní que produjo un boicot del petróleo Iraní por parte de occidente(the A to Z of the petroleum Industry)
En 1950 USA importaba el 10% de su demanda de petróleo, para 1970 importaba el 23%. (Petroleum Accounting)
No fue hasta los años 70's que se desarrollo la adquisición de datos de alta calidad mediante sísmica reflectiva y sus métodos interpretativos(The Geology of Stratigraphic Sequence)
Con los avances hechos por Peter Vail de Exxon en los 70's se empezó la mayor revolución en la ciencia de la estratigrafía que ayudo enormemente a la exploración petrolífera(The Geology of Stratigraphic Sequence)
Más de 300 compañías petroleras privadas y más de 50 estatales operaban entre 1953 y 1972. Eso redujo el dominio sobre el acceso al mercado a las 7 grandes(Oil and Governace)
Al haber mas empresas el riesgo de acceso al mercado se redujo y eso hizo factibles las nacionalizaciones (Oil and governace)
En 1959 se descubrió el yacimiento gigante de gas de Groningen en Holanda, cuyos resultados económicos produjeron la conocida enfermedad Holandesa(Oil and Governace)
1960 Standard Oil de New Jersey (luego Exxon) bajo unilateralmente y sin advertencia 7% el precio del Oil. Esto catalizo la fundación de la OPEC u OPEP(the A to Z of the petroleum Industry)
En1960 Arabia Saudita, Kuwait, Irán, Irak y Venezuela fundaron la OPEC. Luego se unieron EAU(Emiratos Árabes Unidos), Qatar, Algeria, Gabon, Libia, Nigeria, Indonesia y Ecuador(Petroleum Accounting)
1964 la industria de las arenas petrolíferas de Alberta Canada comienza. ESSO inicia en Cold Lake(Alberta) usando inyección de vapor(the A to Z of the petroleum Industry)
En 1941 la producción de petróleo excedía 6 Millones de bpd. En 1963 la producción mundial era de 25 Millones de bpd (the A to Z of the petroleum Industry)
En 1968 se descubrió el campo petrolero mas grande de USA, Prudhoe Bay en Alaska(Petroleum Accounting)
En 1969 se descubrió también el campo Kuparuk en Alaska, adyacente a Prudhoe Bay pero por lo distante y la falta de transporte se dilato la explotación de ambos campos(Petroleum Accounting)
En Octubre 1973 la OPEC corto el suministro de petróleo a USA por proponer US$2.2 Billones en ayudas militares a Israel. El precio del petróleo se disparo(Petroleum Accounting)
En 1971 el petróleo Árabe costaba US$1.8, en 1972 US$2.18, a mediados de 1973 US$2,9, en octubre del 73 US$5.12 y US$11.65 en Diciembre del 73(Petroleum Accounting)
En 1973 el congreso tras el embargo aprobó la construcción del oleoducto TAP(Oleoducto Trans-Alaska) y en 1977 los campos Prudhoe Bay y Kuparuk empezaron a producir (Petroleum Accounting)
En 1974 Nixon negocio que Arabia Saudita fijara precio del petróleo en dólares e invirtiera el superávit petrolero en bonos de USA a cambio USA protegería al régimen Saudí (Crude Oil Exploration 2012)
En 1975 Arabia Saudita aprobó exportar su petróleo exclusivamente en dólares y pronto la OPEC hizo lo mismo. Quedo el petróleo mundial respaldado en dólares(Crude Oil Exploration 2012)
El respaldo del petróleo en dólares 1975 genero demanda de dólares en Europa y demás importadores para poder pagar por el petróleo(Crude Oil Exploration 2012)
En 1975 se crean las reservas estratégicas de petróleo. (Crude Oil Exploration 2012) Arabia Saudita y países de la OPEC se inundaron de dólares que terminaron en cuentas en
Londres y Nueva York. Este proceso Kissinger lo apodo "reciclaje de petrodólares"(Crude Oil Exploration 2012)
Los grandes depósitos bancarios de la OPEC en UK y USA permitió a sus bancos generar mas prestamos respaldados por depósitos de la OPEC(Crude Oil Exploration 2012)
Kissinger consejero de David Rockefeller del Chase Manhattan Bank sugirió que depósitos de la OPEC se usaran de reserva para prestar a países del tercer mundo(Crude Oil Exploration 2012)
Para 1977 USA importaba el 47% de su demanda de petróleo. (Petroleum Accounting) En 1978 el petróleo estaba a US$12.7. Con la revolución Iraní en 1979 se disparo a US$42
el barril para Diciembre de 1979(Petroleum Accounting) Esos préstamos dados al tercer mundo gracias a depósitos de la OPEC generaron la crisis
de deuda del tercer mundo en los 80's al subir los intereses(Crude Oil Exploration 2012) Mucha de esta deuda esta aun vigente y oprimiendo a las naciones pobres.(Crude Oil
Exploration 2012) A finales de los 70's en USA el oil había aumentado de precio 43%, pero solo 1% en
Alemania y 7% en Japón aunque dependen mas del petróleo importado que USA. (Crude Oil Exploration 2012)
La revolución Irani comenzó a finales de 1978 y resulto en una caída de producción de Iran de 3.9 Millones bpd desde 1978 hasta 1981. Esta caída fue contrarrestada por los vecinos de Iran, pero en 1980 con la guerra Iran-Irak, la mayoría de los países del golfo redujeron su producción (EIA)
Los precios de petróleo de la OPEC subieron a precios sin prescedentes en 1979 y 1981, la producción de la OPEC se redujo en 7 Millones bpd respecto a sus niveles de 1978 (EIA)
Al mismo tiempo que la OPEC reducia su producción, compañías y gobiernos en occidente comenzaron a almacenar petróleo y construir reservas estratégicas lo que combinado presiono al alza en los precios del petróleo desde US$14/barril en 1979 a US$35/barril en 1981 (EIA)
El alza de los precios estimulo a mayor exploración y operaciones de producción en los países No-OPEC, aumentando la vida marginal de los pozos, e hizo rentable aplicar técnicas de recuperación secundaria y terciaria, lo que adicionado a los proyectos que entraron en funcionamiento en el Mar del Norte, Mexico y Alaska, aumento la oferta y la baja de los precios (EIA).
Entre 1978 y 1985 la producción OPEC cayo de 29.9 Millones bpd a 16.6 Millones bpd, para mantener los precios. En ese mismo periodo USA importo mas petróleo de Canada, Mexico, Inglaterra y otros países No-OPEC, reduciendo las importaciones de USA de la OPEC de 82% a 41% (EIA)
Los altos precios del petróleo redujeron la demanda mundial de 63.1 Millones bpd en 1980 a 60.1 Millones bpd en 1985, y se tomaron medidas para ahorrar energía y mejorar la eficiendia en los vehículos, maquinaria, etc (EIA)
Con una demanda de petróleo disminuyendo y un aumento en la producción de petróleo por parte de los países No-Opec, la OPEC redujo su producción significativamente a mediados de los 80’s con el propósito de mantener los precios (EIA)
Arabia Saudita era el encargado de bajar las mayores cuotas, y en 1985 redujo su producción de su pico de 10 Millones bpd en 1981 a tan solo 2.3 Millones bpd en Agosto de 1985 (EIA)
A finales de 1985 Arabia Saudita abandono su papel como moderador de las cuotas de la OPEC e incremento su producción y se movio agresivamente para aumentar su participación en el mercado (EIA)
En 1985 Arabia Saudita y otros miembros de la OPEC al sentirse perjudicados por las cuotas asignadas de producción, ofrecieron precios NetBack con el fin de ganar mayor participación en el mercado(the A to Z of the petroleum Industry)
Este concepto de precios Netback ataba el precio del petróleo al valor de los productos refinados y garantizaba un margen de ganancia a los refinadores, transfiriendo de esta manera el riesgo, desde los compradores del petróleo a los productores (EIA)
En su afán de ganar mayor participación en el mercado Arabia Saudita firmo contratos de Netback con Exxon, Mobil, Texaco y Chevron por 900 mil bpd. (the A to Z of the petroleum Industry)
Para febrero de 1986 los contratos de Netback de Arabia Saudita llegaban a 3 Millones de bpd. El resto de la OPEC para evitar perder mercado con Arabia Saudita y los países no-OPEC, adoptaron todos este tipo de contratos. (the A to Z of the petroleum Industry)
El resultado fue un colapso del precio del petróleo en 1986, debido a una sobre oferta que hizo caer los precios a US$14,32 el barril, desde US$27.53 un año atrás. (the A to Z of the petroleum Industry).
En su punto mas bajo en 1986 el petróleo llego a US$8 el barril. La OPEC intento en vano restablecer el sistema de precios fijos, derivando todo al final en el sistema de libre mercado actual. (the A to Z of the petroleum Industry)
El colapso en los precios del petróleo en 1986 produjo que la tendencia ascendente en la producción en USA, cambiara y declinara fuertemente debió a que la baja de precios
causo que pozos que se habían vuelto productivos con el alza de precios por la crisis de 1978-80 se volvieran no rentables (EIA)
Esa declinación en la perforación y producción interna en USA, produjo un aumento en importaciones de USA, las cuales pasaron de 3.2 Millones bpd en 1985 a 9.1 Millones bpd en el año 2000 (EIA)
Los bajos precios del petróleo en USA produjeron un aumento en la demanda, la cual paso de 15.7 Millones bpd en 1985 a 19.5 Millones bpd en el año 2000 (EIA)
La economia de USA creció aceleradamente en 1987 y 1988 debido a los bajos precios del petróleo, que estimularon el crecimiento en la producción industrial, aumentaron los puestos de trabajo y los viajes (EIA)
1989 ocurre derrame del Exxon Valdez en Prince William Sound(Alaska)(the A to Z of the petroleum Industry)
En 1990 nacieron los futuros del gas natural. En 1993 por primera vez en la historia el valor de la producción de gas en USA supero el valor de la producción de petróleo (Petroleum Accounting)
1994 se ordena a Exxon pagar US$287Millones en compensación por daños y US$5Billones por daños penales por el derrame del súper tanquero Exxon Valdez. 2005 reducen multa de $5Billones a $2,5Billones (the A to Z of the petroleum Industry)
Otras fechas que afectaron precio del petróleo: En 1990 inicia la guerra del golfo. En 1997 el petróleo cae de precio a precios de 1972 por la crisis económica asiática. En 2002 sube por huelga en PDVSA (Strategic Petroleum Reserve)
1998 Amoco se fusiona con BP, para formar BP Amoco. Luego acortarían el nombre en el año 2000 a solo BP (the A to Z of the petroleum Industry)
1999 Exxon y Mobil se fusionan y forman ExxonMobil en una transacción de $83billones. Repsol adquiere 97% de YPF por $13,4 billones(the A to Z of the petroleum Industry)
2001 Chevron se fusiona con Texaco en un negocio de $38 billones en acciones y $6,7 billones en deuda, inicialmente se llama ChevronTexaco(the A to Z of the petroleum Industry)
2002 Conoco y Phillips Petroleum se fusionan y conforman Conoco-Phillips. En 2005 ChevronTexaco acorta el nombre a Chevron (the A to Z of the petroleum Industry)
2008 La corte suprema de USA reduce pena punitiva a Exxon de $2,5Billones para compensar daños a solo cerca de US$500 Millones(the A to Z of the petroleum Industry)
En 2007 la crisis inmobiliaria en USA baja el consumo de petróleo en USA pero en los BRIC aumenta la demanda de petróleo (Strategic Petroleum Reserve)
1972 producción mundial era ya de 50 Millones de bpd, en 2004 la producción mundial era de 70Millones de bpd, en 2006 mas de 73Millones de bpd, en 2012 es mayor a 88Millones de bpd (the A to Z of the petroleum Industry)
En 2002 se crean las reservas estratégicas de petróleo para calderas. (Strategic Petroleum Reserve)
Las mismas razones que suben el precio del oro vistas en el caso del petróleo: 1.QE, 2. problemas políticos y fiscales, 3. Respeto en Asia, 4. Familiaridad(Financial times)
1. QE(quantitativeeasing): Con el oil se da lo mismo que en el caso del oro, la devaluación del dólar se compensa con aumentando de precio(Financial times)
2. Problemas en medio oriente: Sube el precio del oil por problemas de suministro (oferta). Problemas Fiscales: bajan precio del oil al disminuir la demanda(Financial times)
4. Familiaridad: Los traders están muy familiarizados con el oil, de hecho los aumentos a inicio de año(2012) fueron especulativos y continúan(Financial times)
3. Respeto de Asia: Asia consume mucho petróleo, en caso de problemas ellos se abastecen con antelación aumentando demanda y aumentando precio del oil(Financial times)
La IEA proyecta un declive en el comercio internacional de petróleo desde 2017, cambiando la tendencia creciente que mantenía por años (Financial times)
Para 2017, 32.9Millones bpd se comerciaran entre diferentes regiones del mundo, equivalente a 1.6Mbpd menos que en 2011(Financial times)
Uno de los cambios gigantes del mapa petrolero será en USA donde las refinerías dejaran de importar 2.6Mbpd equivalente a producción de Kuwait(Financial times)
"Vemos el declive en la importación de petróleo ligero y dulce a la tasa de 400mil bpd/año". Thomas Waymel de la francesa Total(Financial time Octubres)
Para 2017 se espera que medio oriente exporte 1.9Mbpd menos que en 2011,debido a declive en la producción en Siria, Yemen y Omán (Financial times)
Otra causa principal para el declive de exportación de crudo de medio oriente en 2017 es que Saudí Aramco construye 2 refinerías de 400mil bpd(Financial times)
La contracción en el comercio internacional de petróleo crudo vendrá de la mano con el aumento del comercio internacional de derivados(productos de la refinación) del petróleo (Financial times)
REFERENCIAS:
M.S. Vassiliou, The A to Z of the petroleum industry, The A to Z Guide Series N0.116, Scarecrow Press Inc. 2009
Andrew D. Miall, The Geology of Stratigraphic Sequence, Springer 2010. Dennis R. Jenning, Joseph B. Feiten, Horace R. Brock, Petroleum Accounting Principles,
Procedures & Issues 5th edicion, PricewaterhouseCooper LLP 2000. David G. Victor, David R. Hults, Mark Thurber, Oil and governace State-owned Enterprises
and the world Energy Supply, Cambridge University Press 2012. Mohamed Abbel-Aziz Younes, Crude Oil Exploration in the World, InTech 2012 Albert L. Strait, Strategic Petroleum Reserve, Nova 2010. Financial times, www.ft.com
Una hipótesis (Que es solo broma) de la extinción de los dinosaurios era la desaparición de cierto tipo de coníferas, cuyas semillas purgaban a los dinosaurios y al extinguirse estas coníferas los Dinosaurios murieron de estreñimiento (Catastrophes and lesser calamities,Tony Hallan, Oxford 2004)
FUNDAMENTOS DEL PETROLEO:
EXTINCIONES MASIVAS Y FORMACION DEL PETROLEO:
De las 5 grandes extinciones en la historia de la tierra solo una y no la mayor se atribuye a un meteorito que es Chicxulub en el cretáceo. (Catastrophes and lesser calamities,Tony Hallan, Oxford 2004)
En los 3500 millones de años de vida sobre la tierra, han existido más o menos entre 5000 y 50.000 millones de especies en un tiempo u otro. (Prehistoric Earth 01 - Early Life. The Cambrian Period)
Bajo condiciones favorables las especies de animales o plantas viven entre 1 y 10 millones de años, después de lo cual evolucionan o se extinguen (Prehistoric Earth 01 - Early Life. The Cambrian Period)
Actualmente hay mas o menos 40millones de especies de animales y plantas lo que es poco comparado con las que han vivido a lo largo de la historia de la tierra (Prehistoric Earth 01 - Early Life. The Cambrian Period)
Por lo tanto el 99,9% de las especies que han vivido en los 3500 millones de años de vida sobre la tierra, actualmente están extintas. (Prehistoric Earth 01 - Early Life. The Cambrian Period)
Los impactos de meteoritos no se pueden considerar generalizadamente como causas de extinciones masivas(Catastrophes and lesser calamities,Tony Hallan, Oxford 2004)
Chicxulub es el único cráter relacionado con grandes extinciones, los restantes grandes cráteres como Popigai (Siberia), Manicouagan (Canada), Morokweng (África) no (Catastrophes and lesser calamities,Tony Hallan, Oxford 2004)
Se considera que las mayores extinciones son producidas por Eustatismo (cambios del nivel del mar), así como la producción de petróleo(Catastrophes and lesser calamities,Tony Hallan, Oxford 2004)
Eustatico: Cambios globales del nivel del mar (regresiones (reducciones de los niveles del mar) y transgresiones (subidas del nivel del mar). Tectonoeustatico : cambios del nivel del mar producidas por cambios tectónicos. Glacioesutatico: Cambios del nivel del mar debidas a glaciaciones(Catastrophes and lesser calamities,Tony Hallan, Oxford 2004)
Cambios del nivel del mar producían zonas con poca corriente, fondo anoxico(sin oxigeno) y deposición de materia orgánica que ante la ausencia de oxigeno tardaba en descomponerse (Catastrophes and lesser calamities,Tony Hallan, Oxford 2004)
En zonas con anoxia en la profundidad, no hay vida en el fondo y sin vida y sin oxigeno la materia orgánica no se descompone, formando black shale (Catastrophes and lesser calamities,Tony Hallan, Oxford 2004)
Los mejores fósiles de vertebrados marinos que se pueden encontrar en los museos provienen de black shales(esquistos negros) (Catastrophes and lesser calamities,Tony Hallan, Oxford 2004)
Durante el K-T(cretaceo-triasico) todas las zonas petroleras mundiales actuales estaban bajo el mar. Toda Colombia estaba bajo el mar(Catastrophes and lesser calamities,Tony Hallan, Oxford 2004)
ERAS GEOLOGICAS Y PRINCIPALES EXTINCIONES
Muchas de las grandes extinciones de la tierra se pueden atribuir a la anoxia producida por cambios en nivel del mar y en las corrientes(Catastrophes and lesser calamities,Tony Hallan, Oxford 2004)
Mas del 90% de los sedimentos de carbonatos encontrados en el medio ambiente moderno se piensa que son de origen biológico y creados bajo ambientes marinos (Carbonate Reservoirs)
La producción de carbonatos en aguas tropicales es mucho mas rápida que en aguas templadas debido a que los mayores productores de carbonatos como los corales, prosperan en aguas calidas y claras del trópico (Carbonate Reservoirs)
Con tan solo un 0,4% de Carbono orgánico una cama sedimentaria (acumulación de sedimentos orgánicos o restos de microorganismos muertos) puede ser fuente de kerogeno. Las camas sedimentarias productoras de Kerogeno mas reconocidas tienen entre 0.8-2% de Carbono orgánico (Catastrophes and lesser calamities,Tony Hallan, Oxford 2004)
La materia orgánica se transforma en Kerogeno que es el material orgánico de mayor peso molecular e insoluble presente en la roca fuente o generadora de petroleo(Petroleum Technology)
Altas temperaturas en las profundidades convierten al kerogeno en compuestos en el rango del petróleo denominado bitumen, este proceso se denomina Diagénesis (Petroleum Technology)
La Diagénesis ocurre mayoritariamente para el petróleo entre 2300m (82°C) y 4800m (145°C) que se denomina la ventana del petróleo(Petroleum Technology)
Las temperaturas debajo de 7500 pies (2.3 Km) son suficientes para romper o producir cracking natural en las moléculas de hidrocarburos de los sedimentos organicos. (Hubberts Peak, The Impending World Oil Shortage)
A profundidades mayores a 15 Mil pies (4,6 Km) las temperaturas son tan altas que el rompimiento convierte todo en gas natural. Asi las cosas el rango entre 7500-15000 pies se conoce como la ventana del petróleo (Hubberts Peak, The Impending World Oil Shortage)
Si se perfora más profundamente que 15 mil pies se encontrara más gas que petróleo. Las perforadoras capaces de taladrar a mas de 15 mil pies se lograron desde 1938 (Hubberts Peak, The Impending World Oil Shortage)
En un pozo petrolero se encuentra que por cada kilometro de profundidad la temperatura aumenta 25°C (14°F). Los limites entre rocas fuente maduras e inmaduras esta por los 7500 pies de profundidad, donde la temperatura ronda los 82°C (180°F) (Hubberts Peak, The Impending World Oil Shortage)
Una segunda observación es que pozos muy profundos mayores a 15 Mil pies con temperaturas de mas de 145°C (295°F) es que se encuentra poco petróleo, ya que al exponerse el petróleo a estas temperaturas durante un largo tiempo, todas las cadenas serán rotas hasta llegar al metano (Hubberts Peak, The Impending World Oil Shortage)
Las cadenas simples de hidrocarburos se denominan parafinas, y son cadenas saturadas que en química organica se denominan alkanos (Hubberts Peak, The Impending World Oil Shortage)
Las cadenas líneales de carbono son fácilmente digeribles por las bacterias. Los detergentes biodegradables son fabricados de parafinas lineales (Hubberts Peak, The Impending World Oil Shortage)
EL petróleo crudo contiene una amplia gama de hidrocarburos que incluyen cadenas lineales, con ramales, anillos, anillos aromáticos y mas complejos (Petroleum Technology)
Los principales elementos del petróleo son el Carbono(C) 84-87% en peso, Hidrogeno(H) de 11-14% en peso, Azufre(S) de menos de 0.1-8% en peso, Oxigeno(O) <0.1-1.8% en peso y Nitrógeno (N) <0.1-1.6% en peso (Petroleum Technology)
EL petróleo también contiene compuestos mas complejos que contienen Níquel y Vanadio, entre otros elementos minoritarios(Petroleum Technology)
Las cadenas lineales son normalmente Alquenos que van desde 1 a >100 átomos de Carbono. Estas se denominan parafinas en la industria petrolera (Petroleum Technology)
Las cadenas saturadas (Solo enlaces simples) con ramales se denominan isoparafinas. Los anillos saturados o de enlaces simples, se denominan naftalinas o cicloparafinas (Petroleum Technology)
Las cadenas lineales no saturadas (con enlaces dobles y/o triples) se denominan olefinas. Los anillos no saturados se denominan aromáticos (Petroleum Technology)
Las fracciones de mayor peso del petróleo contienen asfáltenos que son oscuros, ricos en NSO(Nitrógeno, Azufre, Oxigeno) y son muy aromáticas (Petroleum Technology)
Cadenas de cientos de atomos de carbono de largo no ocurren naturalmente en la naturaleza, la industria química hace los plásticos ensamblando cadenas de etilenos para crear el polietileno (Hubberts Peak, The Impending World Oil Shortage)
Los hidrocarburos entre 3 y 5 atomos de carbono se denominan de diferentes maneras: condensados, gas naturalmente liquido u oro blanco (Hubberts Peak, The Impending World Oil Shortage)
Los hidrocarburos fabricados en los organismos animales, desde las algas, hasta los humanos tienen una particularidad y es que la mayoria son cadenas impares de atomos de carbono (Hubberts Peak, The Impending World Oil Shortage)
Con un cromatografo gas-liquidos (GLC), al poner una muestra organica, se obtiene un patrón alternado: grandes cantidades de hidrocarburos impares y una menor cantidad de hidrocarburos pares. En el negocio petrolero esto se denomina la predominancia “par-impar” (Hubberts Peak, The Impending World Oil Shortage)
Esta predominancia “par-impar” en la materia organica inalterada fue encontrada por el científico George Philippi de los laboratorios de investigación de la Shell en 1957. (Hubberts Peak, The Impending World Oil Shortage)
Philippi encontró también que si la materia organica con sus cadenas con predominancia impar eran rotas aleatoriamente, dicha predominancia desaparecería con el tiempo al ser sometida a las temperaturas adecuadas (Hubberts Peak, The Impending World Oil Shortage)
Philippi además encontró que esta predominancia “par-impar” no estaba presente en el petróleo, en el cual las cadenas impares son tan abundantes como las cadenas pares (Hubberts Peak, The Impending World Oil Shortage)
Una capa sedimentaria rica en materia organica mostrara la predominancia impar sobre la par en tanto nunca halla sido sometida a temperaturas suficientes para que inicie el cracking natural. Este tipo de rocas se denominan, rocas fuente inmaduras (Hubberts Peak, The Impending World Oil Shortage)
Por otro lado si la capa sedimentaria rica en materia organica ha sido expuesta durante la historia a altas temperaturas, esta contendrá petróleo con igual numero de cadenas pares que impares y se denomina roca fuente madura (Hubberts Peak, The Impending World Oil Shortage)
Cuando se encuentran depósitos de petróleo o rocas fuentes maduras a menores temperaturas es debido a la erocion que las ha expuesto o por movimientos tectónicos y plegamientos que han subido a la superficie dichas capas (Hubberts Peak, The Impending World Oil Shortage)
Otra razón para encontrar petróleo a menores profundidades es debido a la migración del petróleo desde las rocas fuentes (Hubberts Peak, The Impending World Oil Shortage)
Hay diferentes maneras de conseguir que las rocas muestren su historial de exposición a la temperatura. En 1915 David White mostro que las camas de carbón mostraban un registro de su temperatura de exposición (Hubberts Peak, The Impending World Oil Shortage)
Las camas de carbón tenían un progreso de la turba suelta, a el suave y café lignito, pasando por el rango de los grados de carbón bituminoso hasta la dura y brillante antracita (Hubberts Peak, The Impending World Oil Shortage)
La Turba tiene 60% de carbono, y se forma hasta los 300m y 25°C, el lignito tiene 70% de carbono se forma entre 300-1500 metros y 40°C, el carbón bituminoso entre 1500-6000m y 175°C y la antracita entre 6000-7600 metros y 300°C (Hubberts Peak, The Impending World Oil Shortage)
Un pozo estratigráfico lo hace una empresa petrolera en búsqueda de rocas fuente o generadoras de petróleo y determinar si dichas rocas han estado en algún momento de su historia geologica en el rango de la ventana del petróleo (Hubberts Peak the Impending World Oil Shortage)
Para determinar si una roca fuente ha estado en algún momento geológico en el rango de la ventana del petróleo, se hace mediante análisis fisicoquímicos, mediante las características de los granos de carbón encontrados en ella, que dependiendo si encuentran microgramos de turba, lignito, carbón bituminoso o antracita pueden determinar las temperaturas y prsiones a las que ha estado expuesta dicha roca fuente. (Hubberts Peak the Impending World Oil Shortage)
Tambien el análisis fisicoquímico determina las características del polen, o dientes de conodontes, que dependiendo de su coloración indican si estuvieron sometidos a las temperaturas necesarias para la formación de petróleo (Hubberts Peak the Impending World Oil Shortage)
Para que una zona sea atractiva para subsecuentes trabajos petrolíferos después de un pozo estratigráfico, se tienen que dar dos condiciones iniciales: que se encuentre una roca generadora de petróleo o roca fuente y que dicha roca fuente muestre indicios de haber estado expuesta en algún momento de la historia a la ventana del petróleo (Hubberts Peak the Impending World Oil Shortage)
Parte del bitumen migra de la roca fuente (Donde se formo el kerogeno) en el proceso de expulsión denominado migración primaria (Petroleum Technology)
La acumulación de capas y la compactación de la roca fuente origina la migración primaria en forma disuelta o en pequeñas gotas o burbujas(Petroleum Technology)
La migración primaria puede ocurrir lateralmente pero mayoritariamente ocurre verticalmente. (Petroleum Technology)
Entre mayor sea la acumulación de petróleo convencional, mayor es el potencial de la roca fuente o generadora de petroleo para producir mas petróleo y gas de manera no convencional (Oil and Gas dic 2012)
Cuando la materia organica (kerogeno) en la roca fuente es fraccionada termalmente, el petróleo y el gas se generan y los volúmenes aumentan y empiezan a ser expulsados y migran a las zonas de deposito convencional (Oil and Gas dic 2012)
No todo el petróleo generado en la roca fuente migra o es expulsado. Una gran porción de este permanece en la roca fuente como recurso no convencional (Oil and Gas dic 2012)
Después de la migración primaria el bitumen o compuestos ya mas ligeros migran (migración secundaria )a través de rocas permeables hasta el reservorio(Petroleum Technology)
Si las condiciones térmicas continúan a las zonas de migración, la degradación o rompimiento de las moléculas de hidrocarburos continua(Petroleum Technology)
La maduración química o cracking natural del petróleo, llega hasta la molécula de hidrocarburos mas pequeña que es el metano o gas natural seco (Petroleum Technology)
El petróleo requiere entre 40-50 Millones de años a una temperatura de 60°C para empezar a formarse. Pero a temperaturas mayores a 100°C puede tener tiempos de formación de 1 a 2 millones de años(Petroleum Technology)
Las migraciones laterales pueden ser muy importantes para la formación de un depósito. Puede migrar distancias entre 10 a 100Km(Petroleum Technology)
EL petróleo y el gas pueden ocurrir en todas las formaciones geológicas desde el periodo Cámbrico hasta el plioceno(Petroleum Technology)
Los reservorios en formaciones mas antiguas que el mesozoico por lo general son de gas debido a la maduración y al cracking natural(Petroleum Technology)
Otra razón para que sean pequeñas es la destrucción de los reservorios y horizontes impermeables (tapas o sellos) por movimientos tectónicos y erosión (Petroleum Technology)
La mayoría de depósitos de gas natural seco (solo metano en su inmensa mayoría) provienen de kerogeno formado a partir de plantas terrestres(Petroleum Technology)
Otra fuente de gas natural seco son depósitos a profundidades muy grandes y muy altas temperaturas (Petroleum techonology)
CARACTERISTICAS DEL RESERVORIO:
La porosidad efectiva de las rocas varía entre menos del 1% hasta más de 40%. Convencionalmente se clasifica la porosidad de la roca como: baja si es menor a 5%, mediocre entre 5% y 10%, media entre 10% y 20%, buena entre 20% y 30% y excelente mayor a 30% (Well Production practical handbook)
La porosidad disminuye con el incremento de la profundidad, debido a la compresión originada por el peso de las capas superiores(Well Production practical handbook)
Permeabilidad: menos a 1md (mili darcy) es muy baja, entre 1 y 10md es baja, entre 10 y 50md es mediocre, entre 50 y 200md es promedio, entre 200 y 500md es buena y mayores a 500md son excelentes (Well Production practical handbook)
Saturación: En el volumen total de los poros Vᵨ se encuentra un Vₒ correspondiente al volumen ocupado por petróleo un V₁ corresponiente al agua y un V₂ correspondiente a gas. Asi Vᵨ = Vₒ + V₁ + V₂ (Well Production practical handbook)
Asi Sₒ (saturación de petróleo)= Vₒ /Vᵨ; S₁ (Saturacion del agua) = V₁/Vᵨ; S₂ (Saturacion del gas) = V₂/Vᵨ (Well Production practical handbook)
El logging de un pozo se hace para idenfiticacion de la litología, porosidad y saturación, la profundidad de la formación y evaluar el diámetro, inclinación, cementación, etc (Well Production practical handbook)
Casi todos los reservorios de petróleo producen agua. Como a la naturaleza no le gusta el vacio, el agua reemplaza el petróleo y los hidrocarburos en pozos que van declinando producción (Well Production practical handbook)
Los petróleos pesados generalmente contienen concentraciones de azufre mayores al 3% del peso y cantidades de vanadio de hasta 2000 ppm, asi como niquel, molibdeno son comunes (Well Production practical handbook)
La estimación del petróleo recuperable en sitio o reservas provadas es igual a: ROP=6.29 x A x NP x P x RF x HS x SF (The Mining Valuation Handbook: Mining and Energy Valuation for Investors and Management )
Donde: A: el area de la estructura que se estima contiene petróleo. NP (Net Pay): es la profundidad o altura que tiene la columna que potencialmente tiene el petróleo. Esta altura es determinada por sísmica y los datos geológicos de otros pozos en la misma capa sedimentaria y asi se determina el grosor promedio (The Mining Valuation Handbook: Mining and Energy Valuation for Investors and Management )
P (Porosity): es la porosidad del tipo de roca donde se encuentra el petróleo. RF (Recovery Factor): es el factor de recuperación que determina la cantidad de petróleo o gas recuperable del reservorio. Este factor depende de la permeabilidad y la presion, como también de las propiedades del petróleo, la geometría del reservorio y la tecnología utilizada (The Mining Valuation Handbook: Mining and Energy Valuation for Investors and Management )
HS (Hidrocarbon Saturation): es la saturación de hidrocarburos que representa la proporción de petróleo y agua que llena los poros y va entre un 50 a 90%. (The Mining Valuation Handbook: Mining and Energy Valuation for Investors and Management )
SF (Shrinkage Factor): es el factor de reducción, que es la reduccion del volume de petroleo recuperado al llegar a la superficie. El volumen del petróleo se reduce debido a la perdida de las fracciones ligeras que van asociadas con el, como el gas que se separa cuando la presion baja. Los valores están en el rango de 0,5 a 0,95. En el caso del gas, su volumen se reduce por la extracción de no combustibles como el CO2 y condensados y la extracción de fracciones intermedias como el propano y el butano (The Mining Valuation Handbook: Mining and Energy Valuation for Investors and Management )
El producto de todos estos factores dan como resultado el volumen en metros cubicos de hidrocarburos recuperables del reservorio. El factor de 6,29 representa el numero de barriles de petróleo que hay en un metro cubico y se usa para convertir los metros cubicos a barriles de petroleo(The Mining Valuation Handbook: Mining and Energy Valuation for Investors and Management )
La ecuación reemplazando el factor de 6,29 por 35,3 representa el numero de pies cubicos de gas, que es la unidad usada en el gas (The Mining Valuation Handbook: Mining and Energy Valuation for Investors and Management )
Si a la ecuación del ROP se le extrae el RF (Factor de recuperación o de recobro) se obtiene el OIIP o PIIP (Petroleo inicialmente en sitio o lo que se denomina recursos geológicos)
De lo anterior para poder determinar las reservas probadas se necesita obligatoriamente perforar un pozo exploratorio y encontrar en este petróleo, para de allí, determinar la porosidad, saturación, factor de recuperación, grosor de la formación. (The Mining Valuation Handbook: Mining and Energy Valuation for Investors and Management )
Para determiner el area del reservorio se requieren pozos de avanzada para delimitar el reservorio (The Mining Valuation Handbook: Mining and Energy Valuation for Investors and Management )
Una cosa es el grosor de la formacion sedimentaria que hace las veces de reservorio y otra es el net pay, que es la proporcion del reservorio que contiene arenas permeables de las cuales puede fluir petroleo y gas (The Mining Valuation Handbook: Mining and Energy Valuation for Investors and Management )
Un campo petrolero (Reservorio) se considera gigante si tiene más de 500 Millones de barriles de petróleo recuperables. Un campo de gas (Reservorio) es gigante si tiene mas de 1 Trillón de pies cúbicos (pc) de gas (Petroleum Technology)
La mayor concentración de petróleo convencional del mundo es el campo Ghawar en Arabia Saudita con 64.2 Billones de bp(barriles de petróleo), cerca del 18% de reservas de Arabia Saudita, fue descubierto en 1948(Petroleum Technology)
La segunda mayor concentración o reservorio de petróleo mundial es el campo Burgan en Kuwait con 46.5 Billones bp, el 68% del petróleo Kuwaití, descubierto en 1938 (Petroleum Technology)
Hay diferencias en como opera un pozo de gas y uno de petróleo. Las compañías puede reducir la producción de un pozo de gas para proteger la estabilidad del pozo o por que los precios en el mercado son bajos, mientras que un pozo de petróleo siempre opera a su máxima capacidad (Oil and Gas Financial Journal febrero 2012)
CARACTERISTICAS DE LOS POZOS PETROLEROS:
Primer principio fundamental de la producción petrolera: La mayoría del petróleo esta en campos gigantes, pero la mayoría de los campos descubiertos son pequeños (Fossil fuels)
Segundo principio fundamental de la producción petrolera: A medida que avanza la exploración, el tamaño promedio de los campos decrece. Usualmente los campos grandes se descubren primero. (Fossil fuels)
Tipos de pozos petroleros: Estratigrafico: Para reconocer el terreno e identificar rocas fuentes y sus caracteristicas . Exploratorio: Para verificar las posibles acumulaciones de hidrocarburos en una estructura geologica. Pozo de Avanzada: Son pozos exploratorios que se hacen para delimitar el yacimiento. Pozo de Inyeccion: Usado para inyectar fluidos a un yacimiento. Pozo de Desarrollo: Para avanzar en la extracción y exploración del area provada.
El trabajo de sísmica reflectiva en tierra es 10 veces más caro que el mismo trabajo en el mar debido a la facilidad de movilidad en cualquier dirección en el mar que en tierra firme. De igual forma la sísmica 2D y 3D es mucho mas cara en tierra que en el mar (Hubberts Peak the Impending World Oil Shortage)
Para que una zona sea atractiva para subsecuentes trabajos petrolíferos después de un pozo estratigráfico, se tienen que dar dos condiciones iniciales: que se encuentre una roca generadora de petróleo o roca fuente y que dicha roca fuente muestre indicios de haber estado expuesta en algún momento de la historia a la ventana del petróleo (Hubberts Peak the Impending World Oil Shortage)
La perforación de un pozo de petróleo representa el 50% de los costos, el otro 50% se gasta en la completacion que es la preparación del pozo para la producción (Hubberts Peak the Impending World Oil Shortage)
El costo de un pozo para gas puede variar entre US$1 Millon para un pozo vertical de 1500 metros de profundidad hasta US$10 Millones para uno de 7000 metros. El ultimo 10% de la profundidad de un pozo de gas puede representar hasta mas del 50% del costo total (The Mining Valuation Handbook: Mining and Energy Valuation for Investors and Management )
Es importante que el flujo de petróleo y la presion durante las pruebas se mantenga, ya que esto indica que hay buenas fuerzas subyacentes que mantendrán una buena producción futura (The Mining Valuation Handbook: Mining and Energy Valuation for Investors and Management )
La recuperación de agua durante las pruebas puede ser un indicativo que se encuentra cerca la fase agua-petroleo, que es el punto donde el petróleo esta localizado justo arriba del agua (The Mining Valuation Handbook: Mining and Energy Valuation for Investors and Management )
El lodo usado en la perforación petrolera, además de servir para enfriar la punta perforadora y transportar la roca perforada, sirve para impedir que la presion del reservorio haga salir el petróleo y el gas por los aires, al mantenerlo bajo presion de la columna de lodo (The Mining Valuation Handbook: Mining and Energy Valuation for Investors and Management )
El lodo introducido en la perforadora tiene varios propósitos, entre ellos, mantener la punta perforadora fría, poder extraer a la superficie los restos de las rocas perforadas y mantener la presion para evitar la salida subida y explosiva de gas, petróleo o agua (Hubberts Peak the Impending World Oil Shortage)
Si la presion ejercida por el lodo es muy grande, puede forzar al lodo a filtrarse y entrar dentro de la porosidad del reservorio causando daños. La presencia de lodos durante las pruebas del pozo sugieren que hubo un exceso de presion del lodo durante la perforación y que se pudieron haber producido daños en la formación (The Mining Valuation Handbook: Mining and Energy Valuation for Investors and Management )
La manera de medir el flujo de petróleo en un pozo recién perforado es bajando una cámara (deposito) de prueba al intervalo a medir, la cual mediante empaques de caucho
se adhiere a las paredes del pozo y sella ese intervalo (The Mining Valuation Handbook: Mining and Energy Valuation for Investors and Management )
Luego esta cámara aderida a las paredes abre unas válvulas que permiten que de las paredes ingresen fluidos a la cámara que se llena con entre 10-15 Litros, con lo cual además de tener una muestra, se mide la velocidad de flujo y la presion durante ese periodo de llenado (The Mining Valuation Handbook: Mining and Energy Valuation )
Hay un costo alto intermedio entre la terminación de perforación de un pozo y la completacion. La perforadora y su tubería pueden ser usados para poner a producir el pozo por pocas horas, que se denomina DST (Drill Stem Test) (Hubberts Peak)
El Drill Steam Test (DST) es un procedimiento más caro y consume más tiempo, y permite el flujo de hidrocarburos a la superficie. Este también usa empaques que sellan la zona a testear, y se permite la entrada de fluidos a la tubería hacia la superficie, donde se mide el caudal, presion, temperatura, etc (The Mining Valuation Handbook: Mining and Energy Valuation for Investors and Management )
Para que un DST se lleve a cabo es porque los mediciones previas (logging) deben ser muy buenas para justificar el gasto (Hubberts Peak the Impending World Oil Shortage)
Regularmente la producción de agua aumenta a medida que la producción del petróleo declina en un pozo petrolero. En los pozos maduros casi la mayoría de los fluidos producidos son agua con el petróleo y el gas representando solo un pequeño porcentaje (Well Production practical handbook)
Un continuo incremento en la producción de agua en los pozos petroleros a media que maduran es un comportamiento normal en la vida de un pozo (Well Production handbook)
La primera etapa de completacion de un pozo es el revestimiento con acero, típicamente de 7 pulgadas de diámetro hasta el fondo del pozo y anclado con cemento (Hubberts Peak)
Inicialmente la presión del petróleo dentro de la roca esta a la misma presión que la roca en que se encuentra, pero una vez que el petróleo empieza a fluir fuera de la roca al pozo perforado, dicha presión debida a la compresión de la roca decrece, ya que queda espacio en la roca donde el petróleo restante fluye y se expande perdiendo presión (The Oil Drum)
Al extraerse el 3% del petróleo inicialmente en el sitio (recursos geológicos), la presión del reservorio se iguala a la del pozo. Cuando esto ocurre el petróleo deja de fluir hacia el pozo y el 97% del petróleo originalmente en el sitio no se puede seguir fluyendo y hasta este punto llega la recuperación primaria (The Oil Drum)
La permeabilidad es la medida de la facilidad con la que el petróleo se puede mover a través de las grietas, poros o junturas de la roca, la ley que describe ese fluir a través de la roca se conoce como la ley de Darcy (The Oil Drum)
En términos simples, el volumen de liquido que fluye a través de la roca va a ser función del area de la roca a través de la cual el flujo ocurrirá, multiplicado por la diferencia de presión entre ambos extremos de la roca, multiplicado por una constante la cual se relaciona con la facilidad con la cual el liquido puede atravesar la roca y dividido por la longitud de los dos extremos de la roca (The Oil Drum)
La longitud de la roca en un pozo es la distancia que hay entre el pozo hasta el punto en la roca, donde la presión del petróleo es igual a la presión original del petróleo antes de que se perforara el pozo y este empezara a fluir(The Oil Drum)
La constante es la conductividad hidráulica, que describe la resistencia que la roca ejerce al flujo del petróleo a través de ella. En este caso es una resistencia inversa, ya que a mayor es la magnitud de la conductividad, menor es la resistencia a su flujo (The Oil Drum)
Al bajar la presión en el reservorio, el gas disuelto en el petróleo llega a su punto de burbujeo, similar a la gaseosa cuando esta bajo presión en la lata tapada, el gas esta disuelto y si se abre el gas alcanza el punto de burbujeo y sale expulsado rápidamente junto con gan parte del liquido (The Oil Drum)
Al reducirse la presión en el reservorio al igualarse la presión en la roca con la del pozo, se llega a un punto de burbujeo para el gas disuelto en el petróleo y esto ayuda a que pueda salir hasta el 15% del petróleo inicialmente en el sitio (The Oil Drum)
Una presión especifica llamada el “punto de burbujeo” marca el inicio de la evolución del gas natural, conocido como el gas en solución. Cuando este nivel se alcanza, que depende de cada tipo de petróleo, la recuperación se puede incrementar sustancialmente hasta un 15% (The Oil Drum)
SI un acuífero esta en contacto con el reservorio de petróleo, un mecanismo natural de mantenimiento de presión se da por el llenado de los poros dejados por el petróleo extraido por parte del agua del acuífero. (The Oil Drum)
Entre más grande el acuífero, mas duradero es este mecanismo. Con un aprovechamiento de este mecanismo entre un 10% y un 25% del petróleo originalmente en el lugar puede ser recuperado (The Oil Drum)
La combinación de los tres mecanismos naturales (presion original, presion del gas, y presion del agua) se puede recuperar entre un 25% y un 40% del petróleo originalmente en el sitio. Una vez agotados estos mecanismo y la presion igualarse entre el reservorio y el pozo, la única manera de extracción es mediante bombeo (The Oil Drum)
El fracturamiento de un pozo emplea mas o menos 450 mil libras de apuntalante para evitar el cierre de las grietas, junto con 578 mil galones de agua (The Oil Drum)
TRAMPAS DE PETROLEO:
95% del tiempo de un geólogo de petróleos lo emplea buscando trampas de petróleo. El nucleo central del negocio petrolero es encontrar trampas que son zonas donde por su geología queda atrapado el petróleo que migra de las rocas fuentes (Hubberts Peak the Impending World Oil Shortage)
Los reservorios de petróleo se encuentran principalmente en 4 tipos de trampas formadas por: anticlinales, discontinuidades angulares, domos de sal y fallas geológicas (Hubberts Peak the Impending World Oil Shortage)
Las rocas reservorio de petróleo están en dos categorías principales: areniscas (sandstones) y carbonatos (carbonates). Los carbonatos están hechos de carbonato de calcio o caliza (limestone) o de carbonato de magnesio (dolomitas) (Hubberts Peak the Impending World Oil Shortage)
El petróleo en los carbonatos (dolomita, calizas (limestone), chalks) que son rocas de grano muy fino, pero fáciles de disolver se encuentra en las junturas, en las grietas naturales o en huecos formados por disolución de la roca mas que en los poros de la roca misma (The Oil Drum)
En contrastes con los carbonatos, en las areniscas (sandstones) el petróleo con frecuencia esta en los poros que son de mayor tamaño a lo largo de toda la roca (The Oil Drum)
Una roca puede hacer el papel de sello para el petróleo subyacente si sus poros son muy pequeños y el petróleo no puede fluir atraves de esta por la tensión superficial de la interfase petróleo-agua(Hubberts Peak the Impending World Oil Shortage)
En las limolitas o shales los poros son usualmente de 1 micron. Para que la presion de una columna de petróleo pueda superar la tensión superficial en una limolita debe superar los 200 pies de altura. (Hubberts Peak the Impending World Oil Shortage)
Para que una roca pueda ser sellante para columnas mayores a 200 pies, se necesitan anhidritas o sal. Ambas se forman por la evaporación del agua del mar. Ambas comienzan siendo porosas, pero antes de ser enterradas hasta la la parte superior de la ventana del petróleo se transforman en rocas con cero porosidad (Hubberts Peak the Impending World Oil Shortage)
Las anhidritas comienzan en la superficie como mineral yeso, el cual consiste de sulfato de calcio e incluye dos moléculas de agua por cada molecula de sulfato de calcio. Cuando la capa de yeso es enterrada a profundidades de mas de 1000 pies se torna muy densa al perder las dos moléculas de agua convirtiéndose en anhidrita (que no contiene agua) (Hubberts Peak the Impending World Oil Shortage)
Las rocas sedimentarias ordinarias por lo general contienen una parte por millón de uranio (1 ppm), y durante su decaimiento radiactivo a plomo cada atomo de uranio emite de 6 a 8 particulas alfa (nucleos de helio) (Hubberts Peak the Impending World Oil Shortage)
El helio producido por decaimiento radiactivo del uranio es retenido en las mismas trampas que el gas natural. Todo nuestro helio para usos comerciales es un subproducto de la producción de gas natural (Hubberts Peak the Impending World Oil Shortage)
Casi invariablemtente todo campo gasífero con helio recuperable tiene como rocas trampa o sellantes, anhidritas o capas de sal (Hubberts Peak the Impending World Oil Shortage)
PETROLEO DE GRANDES PROFUNDIDADES:
Las acumulaciones de petróleo de grandes profundidades se refieren a aquellas que se encuentran a más de 15 Mil pies de profundidad (4572 metros). Alrededor del mundo se estima que 87 cuencas sedimentarias mayores tienen petróleo de grandes profundidades (Oil & Gas Journal septiembre 2013).
Norte America tiene las mayores cantidades de petróleo de grandes profundidades descubierto con reservas 2P de 28.06 Billones de barriles (Oil & Gas Journal septiembre 2013).
Las tres cuencas más prolíficas de petróleo de grandes profundidades es el Golfo de Mexico, Arabia y el Este de Venezuela. Estas tres cuencas continen el 48.6% del total de las reservas 2P originales en el mundo (Oil & Gas Journal septiembre 2013).
El 63.3% del petróleo de grandes profundidades se encuentra en rocas clásticas, 35% en carbonatos y 1.7% en rocas cristalinas (ígneas y metamórficas). En cuanto a trampas de petróleo el 95.7% esta en trampas estructurales y combinadas (Oil & Gas Journal septiembre 2013).
Las cuencas sedimentarias con estratos de sal son mas prospectivas para grandes profundidades que las cuencas sin sal, debido que la sal ofrece un efecto enfriante para los sedimentos subsal, inducido por la sal, lo que provoca un retardo en la maduración de la roca fuente a grandes profundidades (Oil & Gas Journal septiembre 2013).
El 92% del petróleo de grandes profundidades se encuentra entre 15 Mil pies de profundidad y 20 Mil pies de profundidad (6096 metros) (Oil & Gas Journal septiembre 2013).
Las reservas 2P originales de petróleo, gas y condensados de grandes profundidades son 42 Billones de barriles de petróleo, 356 Trillones de pies cubicos de gas y 10 Billones de barriles de condensados, representando 1.9%, 3.6% y 2.1% de las reservas totales de petróleo de 2.28 Trillones, 10 Mil Trillones de pies cubicos de gas y 482 Billones de barriles de condensados respectivamente (Oil & Gas Journal septiembre 2013).
El petróleo de ultra grandes profundidades definido por Dyman es el que se encuentra a profundiades mayores a 25 Mil pies (7620 metros) (Oil & Gas Journal septiembre 2013).
RESERVAS:
Estimaciones sugieren que mas del 90% de las reservas mundiales recuperables de hidrocarburos se generaron a partir de black shale(Encyclopedia of Sediments and Sedimentary Rocks)
Recursos contingentes (Contingent Resources): las cantidades estimadas de petróleo que es potencialmente recuperable de acumulaciones conocidas, pero que con el proyecto en curso no pueden ser comercialmente desarrolladas aun porque no hay viabilidad de mercado, o su recuperación comercial depende de tecnología en curso (The Mining Valuation Handbook: Mining and Energy Valuation for Investors and Management )
Recursos no recuperables: Es la porción de recursos geológicos inicialmente en el sitio descubierto o no descubierto que en en cierta fecha no puede ser recuperable por el desarrollo de proyectos futuros. Una porción de esos recursos pueden volverse recuperables en el futuro si las circunstancias comerciales cambian o los desarrollos tecnológicos ocurren (The Mining Valuation Handbook: Mining and Energy Valuation for Investors and Management )
Recursos prospectivos: Son aquellas cantidades de petróleo que se estima pueden ser potencialmente recuperables de acumulaciones aun no descubiertas mediante la aplicación de futuros proyectos. (The Mining Valuation Handbook: Mining and Energy Valuation for Investors and Management )
Las reservas probadas: son aquellas cantidades de petroleo que mediante analisis geocientificos y datos de ingenieria se estima que tienen mas de 90% de probabilidad de certeza de ser recuperados. Se refiere a ellas como reservas 1P y algunas veces P90 (The Mining Valuation Handbook: Mining and Energy Valuation for Investors and Management)
Reservas Probables: son aquellas reservas adicionales que tienen menor certeza de poder ser recuperables que las reservas probadas. Mediante análisis probabilístico estas tienen mas de 50% de probabilidad de ser recuperables y se les denomina reservas 2P y algunas veces P50 (The Mining Valuation Handbook: Mining and Energy Valuation for Investors and Management)
Reservas posibles: Son aquellas reservas que tienen menor probabilidad de ser recuperables que las probables. Tienen mas de un 10% de probabilidad de ser extraidas y se les denomina reservas 3P y algunas veces P10 (The Mining Valuation Handbook: Mining and Energy Valuation for Investors and Management )
Una práctica común en el análisis de la inversión petrolera es asumir una declinación de la tasa de producción de entre 15% a 20% por año, cuando detalles específicos no se conocen. (The mining handbook )
se asume que entre 20% y 30% de las reservas del campo se producirán en los primero 12 a 18 meses de producción (The mining handbook )
Las reservas probadas se definen como producción futura que se puede llevar a cabo con la tecnología existente, de pozos que han sido actualmente perforados (Hubberts Peak, The Impending World Oil Shortage)
Tipicamente los ingenieros tienden a subestimar las reservas probadas con el fin de poder al siguiente año hacer una correcion al alza y no a la baja, que les costaría el puesto (Hubberts Peak, The Impending World Oil Shortage)
Las variaciones en los precios del petróleo afectan las reservas auditadas cada año sin que hayan variado los volúmenes de los yacimientos. Esto se debe a que con precios altos, las reservas crecen porque volúmenes que antes no eran económicamente viables de extraer se viabilizan y si baja el precio, volúmenes que eran viables de extraer dejan de serlo (Carta petrolera Enero-Marzo 2010)
Los campos de hidrocarburos se denominan campos de gas o campos de petróleo dependiendo del nivel de reservas de cada hidrocarburo que posean. (Oil and Gas Financial Journal febrero 2012)
Las reservas probadas de petróleo se denominan Ro y las reservas probadas de gas se denominan Rg, asi que una compañía con: Rg/Ro < 10.000 pies cubicos/barriles, se clasifica como una compañía petrolera, y si Rg/Ro > 10.000 cf/bbl es una compañía gasífera (Oil and Gas Financial Journal febrero 2012)
CRECIMIENTO DE RESERVAS:
El crecimiento de reservas se define como el aumento estimado en las cantidades de petróleo, gas natural y NGL que tienen el potencial de ser adicionados al restante de reservas en acumulaciones conocidas mediante extencion del area, revisión, mejoramiento de la eficiencia de recobro y adicion de nuevos reservorios (USGS)
Debido al crecimiento de reservas un país o compañía puede incrementar sus reservas sin necesidad de tener nuevos hallazgos en otras zonas(Oil the next Revolution, Harvard Kenedy School)
El fenómeno denominado crecimiento de reservas se da cuando en campos conocidos las reservas probadas aumentan por mejoras en las tecnología usadas(Oil the next Revolution, Harvard Kenedy School)
Ejemplo de crecimiento de reservas: En 1899 el campo Kern River en California se estimaba una tasa de recuperación del 10% (Oil the next Revolution, Harvard Kenedy School)
En 1942 Kern River había producido 278 millones de barriles y se estimaba que podrían extraerse otros 54 millones(Oil the next Revolution, Harvard Kenedy School)
44 años después el campo Kern River había producido 736 millones de barriles y se estimaban otros 970 millones de reservas probadas (Oil the next Revolution, Harvard Kenedy School)
En Noviembre de 2007 el operador de Kern River, la Chevron, anuncio una producción acumulada de 2 Billones de barriles y reservas probadas restantes de 627 millones de barriles (Oil the next Revolution, Harvard Kenedy School)
Desde 1981 en 186 campos gigantes hubo un crecimiento de reservas de 617 Billones a 777 Billones de barriles en 1996(Oil the next Revolution, Harvard Kenedy School)
Después de la recuperación secundaria de un pozo de petróleo, cerca del 60% del petróleo inicialmente en el sitio permanece sin extraer(Oil & Gas Journal)
Alrededor del 3% del petróleo mundialmente producido actualmente proviene de la aplicación de técnicas de EOR (enhanced oil recovery) (Oil & Gas Journal)
Mundialmente un incremento del 1% en el factor de recuperación de petróleo equivale a adicionar 88 Billones barriles de petróleo de reservas convencionales(Oil & Gas Journal)
Los microbios se usan para desbloquear poros obstruidos y aumentar permeabilidad y además desprende el petroleo de las paredes (Oil & Gas Journal)
MEOR (Microbial enhanced oil recovery) fue desarrollada décadas atrás pero por bajos precios del petroleo la dejaron en el olvido y sin mejoras (Oil & Gas Journal)
Con los precios del petroleo en aumento nuevamente se toma en consideración el uso de microbios en la recuperación terciaria de pozos petroleros(Oil & Gas Journal)
La captura de carbono se piensa usar como modo de aumento de producción al inyectarlo a presión en pozos maduros en el mar del norte.
RESERVAS ESTRATEGICAS DE PETROLEO:
Las reservas estratégicas de la EIA(Agencia internacional de energía: 26 países) públicas y privadas son de 4.100 Millones de barriles de las cuales 1/3 son publicas.(Strategic Petroleum Reserve 2009)
Las reservas estratégicas de petróleo de USA están en cavernas de sal en: Bayou, Choctaw y West Hacberry en Louisina; BigHill, Bryan Mound en Texas y Richton Misissipi. (Strategic Petroleum Reserve)
Las cavernas cuestan entre 5 y 10 veces menos que los tanques. La diferencia de temperatura en las cavernas hace circular el petróleo lo que preserva su calidad. (Strategic Petroleum Reserve)
El petróleo venezolano demora entre 5 y 7 días para llegar a USA y el petróleo Saudí demora entre 30 y 40 días. (Strategic Petroleum Reserve)
USA tiene 700 Millones barriles de petróleo en sus reservas estratégicas y los demás países de la EIA tienen 2700millones de los cuales 700millones son públicos.(Strategic petroleum Reserve)
Actualmente las reservas estratégicas de USA tienen 40% de petróleo dulce(bajo en azufre) y 60% de petróleo acido(mas azufre), pero ambos livianos(Strategic petroleum Reserve 2009)
USA y 25 países mas conforman la EIA(agencia internacional de energía) que han acordado mantener 90 días de reservas de importaciones netas(Strategic petroleum Reserve)
USA tiene 727 Millones de barriles de petróleos de reservas publicas que demoran 60 días y se estima que las empresas privadas en USA tienen otros 700Millones de barriles en reservas(Strategic petroleum Reserve)
36 de las 74 refinerías susceptibles de ser abastecidas con Reservas estratégicas son para petróleo pesado y las reservas son WTI liviano(Strategic petroleum Reserve)
Si una refinería de petróleo pesado se alimenta solo con petróleo ligero, reduce su producción de gasolina en un 11% y de diesel en un 35% (Strategic petroleum Reserve)
Las Reservas Estratégicas de USA se crearon en 1975 y tienen capacidad de 727 Millones de barriles, se espera que para 2018 tengan capacidad de 1000 Millones de barriles(Strategic petroleum Reserve)
REFINERIAS:
El Refinery Turnaround se define como periodos de tiempo, programados de para total o parcial de las unidades de refinamiento en las refinerías para mantenimiento, reparaciones, inspecciones y reemplazo de materiales y equipos (RBNenergy.com mayo 2013)
Los periodos de Refinery Turnaround en USA son típicamente programados para el invierno, ya que en esta estación los americanos no hacen viajes largos en automóvil y la demanda de gasolina y destilados es menor que en otros periodos del año (RBNenergy.com mayo 2013)
Las refinerías necesitan mantenimientos mas o menos cada cuatro años en las unidades principales de refinación, lo cual hace que periódicamente halla caídas significativas de producción cuando un numero considerable de refinerías entran en este procedimiento (RBNenergy.com mayo 2013)
Cuando los precios del petróleo suben rápidamente, las refinerías no les va muy bien, debido a que los productos refinados en el mercado generalmente les toma mas tiempo para responder al incremento de los precios del petróleo, debido a que los precios de los
refinados dependen de una cadena de distribución mas larga (Oilprice.com septiembre 2013)
Eso significa que cuando los precios del petróleo suben rápidamente, las refinerías pagan más por la materia prima y obtienen menos por sus productos terminados, lo que significa un menor margen de ganancia. (Oilprice.com septiembre 2013)
De igual forma cuando los precios del petróleo bajan rápidamente, los precios de los productos refinados toman mas tiempo en reaccionar y en este caso las refinerías obtienen un mayor margen de ganancia (Oilprice.com septiembre 2013)
Las refinerias estan diseñadas con equipos para procesar las fracciones pesadas y las ligeras de una mezcla de petroleo (RBNENERGY)
El objetivo de una refinería es la de obtener la mayor cantidad posible de mezclas valiosas o productos refinados a partir de la entrada de cierto tipo de petróleo, usando los procesos de refinación disponibles (RBNenergy.com mayo 2012)
Para una refinería entre más ligero el petróleo mejor pero esto tiene un límite. Un petróleo súper ligero es gasolina natural mas NGL y no da otros destilados mas valiosos (Gasolina de avión, Diesel, etc) para la industria (RBN ENERGY)
Al introducir mezclas de petroleo mayoritariamente con fracciones ligeras producen una subutilizacion de los equipos para fracciones pesadas (RBNENERGY)
En los años anteriores al boom del shale oil en USA, las refinerías hicieron inversiones por más de US$20 Billones en mejoras para procesar petróleos pesados (Bloomberg En 2013).
La subutilizacion produce grandes perdidas para las refinerias que cuestan billones de dolares. (RBNENERGY)
Con el boom del shale oil, que es ligero y dulce, si las refinerías no procesan petróleo pesado, equivale a haber desperdiciado el dinero invertido en las mejoras para procesar petróleos pesados (Bloomberg enero 2013).
Las mezclas con condensados producen muy pocos destilados mas pesados que la gasolina como diesel, gasolina de avion,etc (RBNENERGY)
Eso es un problema para las refinerias ya que la gasolina esta mas barata que el diesel y si se produce poco diesel sus margenes bajan (RBNENERGY)
La demanda domestica de gasolina en USA desde hace 5 años ha bajado debido a la utilización de autos mas eficientes y al mandato legal de reemplazar una porción de gasolina por etanol (RBNenergy.com septiembre 2012)
Como la exportación de gasolina ha aumentado, el mercado internacional de la gasolina es mas competitivo que para el diesel, por lo tanto los márgenes de ganancia para la gasolina respecto al diesel son menores (RBNenergy.com septiembre 2012)
A mas bajo el peso de las mezclas que entran a una refineria en USA menor el margen de ganancia, ya que se produce menos Diesel (RBNENERGY)
Las refinerias de USA en la ultima decada habian sido adaptadas para procesar petroleos pesados, lo cual aumenta la subutilizacion al alimentarlas con mezclas con condensados (RBNENERGY)
La forma que tiene las refinerias de contrarrestar esos aspectos, es pagando los condensados con mayores descuentos (menores precios) (RBNENERGY)
Al crecer la produccion de condensados de Eagle Ford, Bakken, etc los descuentos a los condensados se haran aun mayores (RBN ENERGY)
Para el 1 de enero de 2013 habran 655 refinerias de petroleo en el mundo de las cuales 125 o el 19% estaran en USA y 54 u 8% en China (Oil and Gas Journal)
La refinería mas grande del mundo es el Centro de Refinación de Paraguana en Judibana, Falcon, Venezuela que refina 940000bpd (Oil and Gas Journal)
La 2da y 3ra refinerías mas grandes del mundo están en Corea del Sur y son SK Innovation en Ulsan,con 840000bpd y GS Caltex Corp en Yeosu 775000bpd(Oil & Gas Journal)
La cuarta también está en Corea del sur, S-Oil Corporation en Onsan con 669000bpd, la quinta esta en India, Reliance Petroleum en Jamnagar con 660000bpd(Oil & Gas Journal)
La sexta esta en Singapur en Jurong, Exxon Mobil Refining & Supply Co con592000bpd y la septima en India en Jamnagar, Reliance Industries 580000bpd(Oil and Gas Journal)
El bajo precio del gas en USA además favorece a las refinerías que lo usan para generar energía e hidrogeno que usan en la refinación (Oil and Gas Journal)
El Craking y el Coking que convierte porciones pesadas del petróleo en productos ligeros como gasolina, diesel, etc consumen mucha energía(Oil and Gas Journal)
Una refinería que usa el Coking es la que mas energía utiliza, 2.5 veces mas energía que una que llegue solo hasta el Craking (Oil and Gas Journal)
Desde Septiembre de 2010 en las refinerias del golfo de Mexico en USA se produce mas diesel que gasolina debido a que da mayores ganancia que la gasolina (RBN ENERGY)
La exportacion de destillados (similares al diesel) de USA desde 2010 han aumentado en un 30%. El 78% de los destillados exportados son del golfo de mexico(RBN ENERGY)
Desde 2009 en Europa se han cerrado refinerias que producian 1Millon de barriles diarios debido a baja rentabilidad, y la exigencia de ULSD que solo la suplen las refinerías de USA(RBN ENERGY)
USA tiene mas capacidad de refinación que cualquier otro país del mundo, con una capacidad de mas de 17 Millones de barriles diarios y en ningún otro país del mundo hay refinerías tan sofisticadas como en USA (RBNenergy.com mayo 2012)
Los crudos dulces se diferencian de los agrios en el contenido de azufre. Los dulces tienen menor cantidad de azufre. A las refinerías les es mas complicado procesar los crudos agrios porque tienen que remover el azufre para cumplir con estándares ambientales (RBNenergy.com mayo 2012)
Las refinerías especifican sus precios basados en dos factores, los °API y si el contenido de azufre, es decir si son dulces o agrios, y basados en estos dos factores hacen sus descuentos especificándolos en los precios que publican (RBNenergy.com mayo 2012)
Estos dos factores son importantes ya que las refinerías son inversiones multimillonarias y si el petróleo que les entra no esta en concordancia con su equipamiento, esa inversión multimillonaria no trabajara a su máximo potencial, lo que significa que se perderá dinero en una inversión que no se utiliza (RBNen ergy.com mayo 2012)
Los precios publicados en los hubs petroleros en USA son pagados solo a los pequeños productores que no poseen infraestuctura o capacidad para transportar su producción a los oleoductos o refinerías (RBNenergy.com mayo 2012)
Las compañías que publican los precios y le compran a estos pequeños productores de Bakken, son tanto refinadores en busca de acopiar petróleo para alimentar sus refinerías o almacenadores que compran para revender en los centros de distribución de los oleoductos a mayor precio (RBNenergy.com mayo 2012)
Los precios publicados llevan un descuento que tiene que ver con la calidad del petróleo como también lleva incluido descuentos por los costos de transporte desde el punto de compra en Bakken hasta el punto de venta en los distintos distritos y por los márgenes de ganancia de los publicadores (RBNenergy.com mayo 2012)
Las grandes compañías que producen grandes cantidades de petróleo o tienen grandes capacidades de almacenamiento venden directamente sus producción en los centros de
distribución (hubs) donde se encuentran los oleoductos que lo llevaran hasta cushing, la costa del golfo o la costa este, sin necesidad de los intermediarios que publican los precios (RBNenergy.com mayo 2012)
Pero para los grandes también hay dificultades ya que la capacidad de los oleoductos por lo general ya esta copada ya que cuando pasan por los hubs ya traen petróleo de Canada y encontrar espacio para transportar la producción nueva es una lotería (RBNenergy.com mayo 2012)
Para los que consiguen enviar su producción por los oleoductos, o por trenes consiguen mejores precios que los que venden a precios publicados ya que se evitan los márgenes de ganancia cobrados por los publicadores hasta los hubs distribuidores (RBNenergy.com mayo 2012)
De todas formas los precios tanto para los grandes o para los pequeños productores son impuestos por las refinerías que imponen los precios durante toda la cadena de distribución (RBNenergy.com mayo 2012)
El petróleo de Bakken llega a las distintas refinerías tanto por oleoductos, camiones, tren o barcazas, y en la siguiente tabla se ven los precios de compra en los hubs mas los costos de transporte hasta las diferentes refinerías (RBNenergy.com mayo 2012)
En las tablas se ve claramente que los precios del petróleo de Bakken en los diferentes destinos finales (diferentes refinerías) son muy competitivos para las refinerias ya que están en el rango de los US$94 hasta los US$102 lo cual es mucho menor que el precio del Brent importado y al sumarle los costos de transporte al WTI desde cushing hasta las diferentes refinerías son muy similares (RBNenergy.com mayo 2012)
El petróleo extraido de las diferentes cuencas en el mundo tienen calidades diferentes y hasta en las mismas cuencas, el petróleo extraido de diferentes estratos tienen características diferentes (RBNenergy.com mayo 2012)
Cada refinería esta diseñada para sacar el mayor valor de un tipo especifico de petróleo, que de otros y aunque son muchos los parámetros a tener en cuenta en cada refinería, estas se clasifican principalmente entre las diseñadas para refinar petróleos ligeros y las que se diseñan para refinar petróleos pesados (RBNenergy.com mayo 2012)
Toda refinería comienza su proceso de refinación con las plantas de destilación que calientan el petróleo a altas temperaturas hasta hacerlo hervir y se destilen productos refinados (RBNenergy.com mayo 2012)
Cuando se destilan petróleos ligeros estos producen productos refinados livianos de alto valor directamente, pero cuando se destilan petróleos pesados mayoritariamente se obtienen productos en el rango del petróleo para calderas, pesados y de bajo valor (RBNenergy.com mayo 2012)
Sin embargo las refinerías diseñadas para procesar petróleos pesados están equipadas para procesar estos productos pesados y mediante varios procesos de catálisis, entre otros fraccionan estos residuos pesados en componentes ligeros (RBNenergy.com mayo 2012)
Como además los petróleos pesados tienen grandes cantidades de sulfuros, estas refinerías están diseñadas para remover esas grandes cantidades de azufre (RBNenergy.com mayo 2012)
Por lo tanto para una refinería diseñada para procesar petróleos pesados, no es rentable procesar petróleos ligeros debido a la gran inversión en equipos mas complejos que de lo contrario serian subutilizados, además no están diseñadas para manejar las grandes cantidades de destilados ligeros que produce un petróleo liviano en la etapa de destilación (RBNenergy.com mayo 2012)
Y para una refinería diseñada para procesar petróleos livianos no es rentable procesar petróleos pesados aunque estos sean mas baratos debido que no que tienen los equipos para manejar las grandes cantidades de azufre, además que el menor precio del petróleo pesado no compensaria la menor cantidad de destilados de alto precio que se producirían (RBNenergy.com mayo 2012)
Cada refinería tiene un rendimiento maximo para una dieta de petróleo específica para la cual fue diseñada. Si una refinería esta diseñada para procesar un petróleo pesado con ciertas características especificas, va a producir productors refinados con el siguiente rendimiento, por ejemplo: 35% gasolina, 50% Diesel y 15% otros.
Pero si en vez de alimentar la refinería con una dieta de petróleo pesado, la alimentan con petróleo ligero, ahora tiene un rendimiento diferente, por ejemplo: 60% gasolina, 30% Diesel y 10% otros.
Teniendo en cuenta que los refinados de grado medio son mas valiosos que la gasolina en USA, con la dieta para la que fue diseñada, la refinería producía mas Diesel que gasolina y asi, al multiplicar esas cantidades por el mayor precio del Diesel el margen de ganancia era el optimo, mayor que al alimentarla con pretoleo liviano.
Para calcular el margen de ganancia de las refinerías usando petróleo de Bakken, se usa el método 3-2-1 que significa que por cada 3 barriles de productos destilados en la refinería, el rendimiento (Yield) de esta 2 son de gasolina y 1 es de diesel, lo cual no refleja la compleja realidad pero es una buena aproximación para evaluar los márgenes de ganancia de las refinerías en USA que procesan petróleo ligero (RBNenergy.com mayo 2012)
Por ejemplo con el rendimiento de una refinería que usa petróleo LLS (Light Louisiana Sweet) es mas complejo y la regla es 6-3-2-1, que significa que por cada 6 barriles que entran a la refinería, se producen 3 de gasolina, 2 de diesel y 1 de fuel Oil (RBNenergy.com agosto 2012)
Las refinerías diseñadas para procesar petróleos pesados ante la entrada de grandes cantidades de petróleo liviano producido en las cuencas de Bakken y Eagle Ford,
subsanan en parte esto haciendo uso de otra variable operativa como son las mezclas (RBNenergy.com agosto 2012)
El hecho es que las refinerías rara vez refinan solo un tipo de crudo a la vez. Estas por lo general siempre mezclan diferentes tipos de crudos para maximizar la producción de sus instalaciones (RBNenergy.com agosto 2012)
Aunque una mezcla de petróleo muy liviano con una de petróleo pesado pueda generar un petróleo que tiene una densidad promedio igual a un petróleo que no es una mezcla, los rendimientos en la refinería aunque puedan mejorar para la mezcla, que lo que producirían individualmente no son los mismos que el petróleo no mezclado (RBNenergy.com agosto 2012)
Por ejemplo algunas refinerías en la costa del golfo están mezclando petróleos super livianos de Eagle Ford con petróleo pesado Mars, y obtienen una mezcla que tiene características similares a las del petróleo LLS, que es el petróleo referencia del Golfo (RBNenergy.com agosto 2012)
En la costa del golfo hay refinerías para petróleos pesados y hay refinerías para petróleos livianos y dulces como el LLC, en estas se dichos refinadores aprovechan las mezclas para obtener mejores márgenes, haciendo uso de el shail oil mas barato proveniente de Bakken o Eagle Ford(RBNenergy.com agosto 2012)
Una característica es que la mezcla de crudos super livianos de Eagle Ford con petróleo pesado Mars es mas barato que el verdadero LLS. Usando la mezcla Mars/Eagle Ford es como comprar la versión genérica en vez de la de marca (RBNenergy.com agosto 2012)
De esta manera para las refinerías diseñadas para procesar petróleo LLS, pueden aprovechar los grandes descuentos en los crudos super livianos de Eagle Ford y utilizarlos haciendo uso de mezclas y mejorando los márgenes de ganancias (RBNenergy.com agosto 2012)
Entendiendo como se calculan los márgenes de refinación permite tener una visión clara para los refinadores determinar que tipo de petróleo y de que región le deja los mejores márgenes de ganancia y a los productores les permite determinar que región refinadora les paga los mejores precios (RBNenergy.com mayo 2012)
PROCESO DE REFINACION:
Destilacion Atmosferica: En esta etapa se separa el petróleo crudo en sus fracciones más livianas. Antes de someter el petróleo crudo a la destilación atmosférica, este es tratado para removerle las sales y el agua. (RBNenergy.com mayo 2012)
Despues de remover el agua y la sal, el petróleo crudo es calentado a través de tuberías que lo llevan atraves de los calentadores, ocacionando que el petróleo se transforme en liquidos calientes y gases que van siendo depositados en la torre de destilación. (RBNenergy.com mayo 2012)
Los liquidos y gases son separados en fracciones de acuerdo a su peso y su punto de evaporación. Las fracciones mas ligeras incluyendo LPG (Liquid Petroleum Gas o Propano) y las naftas se vaporizan y suben hasta la parte mas alta de la torre de destilación donde se condensan y regresan al estado liquido (RBNenergy.com mayo 2012)
Los destilados medios, incluyendo el Kerosene y el Diesel permanecen en la parte media de la columna, los liquidos mas pesados se separan en la parte baja de la torre de destilación y las fracciones mas pesadas con los puntos de ebullición mas altos quedan en el fondo (RBNenergy.com mayo 2012)
Dependiendo del tipo de petróleo crudo si era pesado o ligero, se producirán diferentes cantidades de las diferentes fracciones. Los petróleo livianos producirán mas LPG y naftas que los petróleos pesados (RBNenergy.com mayo 2012)
Los petróleos pesados producirán más liquidos pesados denominados fuel oil o petróleo para calderas y petróleo residual. Despues del proceso de destilación las refinerías pasan a procesos para fraccionar las fracciones mas pesadas como el fuel oil y los residuos para convertirlos en fracciones mas ligeras (RBNenergy.com mayo 2012)
Generalmente fracciones mas livianas son mejores, implican mejores precios, hasta que llegan a las fracciones mas ligeras, como el LPG que tienen precios mas bajos que las naftas, la gasolina o el diesel (RBNenergy.com mayo 2012)
Actualmente casi ninguna refinería llega solo hasta la etapa de destilación ya que la mayoría de los petróleos dejan grandes cantidades de productos mas pesados en esta primera etapa que pueden ser posteriormente fraccionados dejando grandes márgenes de ganancias (RBNenergy.com mayo 2012)
Actualmente en USA se están usando refinerías llamadas divisores por condensación para procesar los condensados de Eagle Ford, que en escencia son solo destiladores atmosféricos, ya que los condensados dejan minimos residuos que no necesitan posteriores fraccionamientos (RBNenergy.com mayo 2012)
Las Naftas ligeras y las Naftas pesadas se almacenan en la denominada gasoline pool o mezcla común de la cual con la adicion de otros componentes se hacen las mezclas que constituyen los diferentes tipos de gasolinas comerciales usadas en los autos (RBNenergy.com mayo 2012)
La siguiente etapa de refinación después de la destilación atmosférica involucra el fraccionamiento de los productos del fondo de la torre de destilación. En las refinerías con solo la etapa de destilación atmosférica estos productos deben ser vendidos como fuel oil pesado a empresas de barcos o a generadoras de energía (RBNenergy.com mayo 2012)
El valor de este fuel oil pesado es comúnmente mucho menor que el del petróleo crudo del que fue originado. Para obtener mejores ganancias de ese fuel oil pesado muchas refinerías lo someten a destilación al vacio para de el extraer fracciones ligeras de alto valor (RBNenergy.com mayo 2012)
De la destilación al vacio se recupera gas oil o diesel liviano y pesado. La destilación al vacio conciste en calentar el petróleo residual al vacio y de esta manera reducir el punto
de ebullición, lo que permite una destilación a temperaturas que no eran posibles a una atmosfera, debido a que el petróleo crudo se solidificaría (RBNenergy.com mayo 2012)
La destilación al vacio vaporiza gas oil liviano y pesado en la columna de destilación de esta etapa, que posteriormente será llevado a un proceso de cracking o fraccionamiento (RBNenergy.com mayo 2012)
La etapa de destilación al vacio deja como residuo el llamado residuo de petróleo al vacio que es posteriormente refinado en el proceso de coquificacion (RBNenergy.com mayo 2012)
Si la refinería no tiene la etapa de coquificacion, este residuo es procesado como asfalto para carreteras (RBNenergy.com mayo 2012)
La siguiente etapa es el cracking catalitico, en donde el gas oil pesado y ligero es sometido a alta temperatura y presion en presencia de un catalizador (sustancia que acelera las reacciones químicas) para obtener fracciones mas ligeras como diesel y mas naftas para las mezclas de gasolinas (RBNenergy.com mayo 2012)
Las refinerías con unidad de crackeo catalítico constas de dos etapas una denominada FCC (Fluid Catalitic Cracking unit) y el hidrocracker (RBNenergy.com mayo 2012)
El gas oil pesado es procesado en el hidrocracker y el gas oil ligero es procesado en el FCC. Los productos del FCC son olefinas ligeras (denominadas butenos y pentenos) como también naftas (RBNenergy.com mayo 2012)
El residuo del FCC será vendido como fuel oil o petróleo para calderas. Las naftas serán adicionadas a las mezclas de gasolina y los butenos y pentenos serán introducidos a la unidad de alkylacion junto con isobuteno para crear los componentes de alto octanaje de las gasolinas (RBNenergy.com mayo 2012)
El hidrocracker usa diferentes catalizadores que el FCC y adiciona hidrogeno a la mezcla para poder fraccionar el gas oil pesado en gasolinas y diesel, además produce isobutano que se usa en la unidad de alkylacion (RBNenergy.com mayo 2012)
La ultima etapa que solo esta presente en las refinerías mas avanzadas es el coking, que esta diseñado para extraer las ultimas gotas de productos ligeros de alto valor de los residuos dejados por la destilación al vacio (RBNenergy.com mayo 2012)
El coking utiliza calor y presion para transformar los residuos de petróleo al vacio en naftas ligeras y gas oil pesado que se vende como fuel oil. Los residuos del coking son sustancias solidas y duras denominadas coque de petróleo que puede ser quemado como combustible en plantas generadoras de electricidad (RBNenergy.com mayo 2012)
Las refinerías más nuevas y sofisticadas en USA son complejos con unidades de coking. Cuando fueron construidas se proyectaba que habría abundancia de petróleo pesado y barato. (RBNenergy.com mayo 2012)
Uno de los mayores desafíos para las refinerías de USA en la próxima década es la adaptación de esas sofisticadas inversiones para procesar petróleo dulce y ligero proveniente de las cuencas de shale oil (RBNenergy.com mayo 2012)
TANQUEROS:
Un barco supertanquero puede llevar más de 2 millones de barriles de petróleo. El LNG (liquified natural gas o gas natural licuado) esta a -162°C y ocupa 1/600 del volumen del gas natural
ULCC (Ultra Large Crude Carrier) con una capacidad de más de 500.000 toneladas, VLCC (Very Large Crude Carrier) con una capacidad de más de 300.000 toneladas, Suezmax, que indica navíos que pueden transitar por el Canal del Suez, con una capacidad de entre 125.000 y 200.000 toneladas, Aframax, derivada de la Average Freight Rate Assessment, con una capacidad de entre 80.000 y 125.000 toneladas y Panamax, que indica navíos que pueden transitar por el Canal de Panamá, con una capacidad de entre 50.000 y 79.000 toneladas (Wikipedia)
Un tren transportador de petróleo tiene más o menos 100 vagones cisterna donde cada vagón tiene capacidad de 30 Mil galones o 714 barriles. Por lo tanto cada tren puede transportar cerca a 71400 bp (RBN ENERGY)
REFERENCIAS.
Tony Hallan, Catastrophes and lesser calamities,the Causes of Mass Extinctions , Oxford University Press 2005
Thom Holmes, The Prehistoric Earth 01 - Early Life. The Cambrian Period, Chelsea House Publishers 2008.
Clyde H. Moore, Carbonate Reservoirs. Porosity Evolution and Diagenesis in a Sequence Stratigraphic Framework, Elsevier 2001
John Wiley & Sons, Wiley Critical Content. Petroleum Technology volumen 1-2, Wiley 2007 Kenneth S. Deffeyes, Hubbert’s Peak. The Impending World Oil Shortage, Princeton
University Press 2009 Henri Cholet, Well Production practical handbook, Editions Technip 2000 Victor Rudenno,The Mining Valuation Handbook: Mining and Energy Valuation for
Investors and Management 4th edition, Wiley 2012 Eni corporate university. Curso de Well Control para actividades de Workover, 2005 Gerard V. Middleton, Encyclopedia of Sediments and Sedimentary Rocks, Springer Virginia MacKay, Determination of oil and gas reserves, D.W. Friesen Ltd 1994 Leonardo Maugeri, Oil the next Revolution,The Unprecedented Upsurge of Oil Production
Capacity and What it Means for the World, Harvard Kenedy School 2012. Albert L. Strait, Strategic Petroleum Reserve, Nova 2010. Oil and Gas Journal . www.ogj.com RBN Energy LLC. www.rbnenergy.com How Stuff Works. www.Howstuffworks.com
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http://www.osha.gov/SLTC/etools/oilandgas/drilling/casing.html Revista Carta Petrolera. http://www.ecopetrol.com.co/contenido.aspx?
catID=153&conID=39168 mohammed [email protected]. www.youtube.com/watch?v=qdKIaRHchqc
“El empleo de petróleo en calefacción de calderas es tan irracional como quemar en ellas billetes de banco” Dmitrij Mendelejeff
CONCEPTOS PETROLEROS
Los Recursos Geológicos o OOIP(Original Oil In Place o in situ) o PIIP (Petroleum Initially In Place) son el petróleo que existe en un sitio o zona geologica o geográfica y las Reservas Probadas es la cantidad de esos recursos que se pueden extraer con la tecnología en curso (Oil the next Revolution, Harvard Kenedy School)
Factor de recuperación: Porcentaje de recursos geológicos que la tecnología existente permite extraer.
Reservas probadas: (Recursos Geológicos x Factor de recuperación). Según la Sociedad de ingenieros de petróleo la probabilidad de ocurrencia de las reservas
es: Reservas probadas 90%, Reservas probables 50% y Reservas posibles 10%(Oil the next Revolution, Harvard Kenedy School)
Reservas 1P: Son reservas probadas; Reservas2P: Es la suma de reservas probadas + reservas probables; Reservas3P: Suma de reservas probadas + probables + posibles.
De USEIA (agencia internacional de energía de USA) clasifica en 4 categorías el acceso de las empresas petroleras a las reservas de los países: 1. Acceso pleno. 2 Acceso por derechos. 3 Acceso limitado. 4 Sin Acceso (Oil & Gas Journal)
Acceso Pleno: En esta categoría están enmarcadas el 15% de las reservas mundiales. No hay NOC (compañía petrolera nacional) Ejemplos de países donde hay este tipo de acceso: USA, UK y Canada. (Oil & Gas Journal)
Acceso por derechos: Aquí está el 1% de las reservas mundiales .Existe una NOC pero no tiene 1 trato preferencial. Ejemplo: Colombia, Indonesia, Dinamarca(Oil & Gas Journal)
Acceso con derecho limitado: Aquí está el 37% de reservas mundiales. La NOC tiene acceso preferencial y las empresas extranjeras tienen derechos limitados. Ejemplo: China, Angola, Rusia(Oil & Gas Journal)
Sin Acceso: Aquí se enmarca el 47% de las reservas mundiales. La NOC tiene acceso exclusivo a las reservas, no hay cabida a empresas extranjeras. Ej.: Irán, Arabia Saudita(Oil & Gas Journal)
Porosidad: Es la cantidad de espacio vacío (ausencia de roca) que hay en el interior de una roca y en los cuales se encuentra petróleo, agua o gas. Se mide en porcentaje e igual al Volumen de espacio vacío sobre el volumen total de la roca. (Petroleum Techonolgy)
La porosidad de rocas reservorio cerca a la superficie es mayor a 30% y al aumentar la profundidad la porosidad disminuye por compactación debido al peso de las capas superiores(Petroleum Accounting)
Permeabilidad: Es la medida de la facilidad con la que un material poroso permite que un fluido pase a través de él (Wikipedia)
1 Darcy es una medida de permeabilidad que mide la facilidad de un liquido para fluir por un medio y equivale al flujo de 1cm3/seg de liquido con densidad de 1mPascalSeg y a una presión de una atmosfera a través de 1cm2 (Wikipedia)
Los reservorios convencionales en USA tienen porosidades de 10-15% y permeabilidades de 1-100miliDarcy (Oil and Gas Journal)
Los reservorios de shale oil en USA tienen porosidades de menos de 5% y permeabilidades del orden de microDarcys (Oil and Gas journal)
El petróleo crudo liquido esta constituido de material organico (plantas y restos de animales) que ha sido expuesto al calor y alta presion durante millones de años. La lenta transformación de la materia organica en petróleo transcurre atraves de diferentes etapas. (Oil and Gas Journal Marzo 2013)
El Kerogeno es un compuesto organico solido que ocurre relativamente temprano en el proceso, mientras que el bitumen ocurre en las etapas finales del proceso, por lo tanto el bitumen que es lo encontrado en las arenas bituminosas de Canada es un hidrocarburo de mayor calidad y mayores usos que el kerogeno (Oil and Gas Journal Marzo 2013)
El Oil Shale es una roca inorgánica que contiene kerogeno. El termino Oil Shale o petróleo de esquisto no es muy apropiado ya que el kerogeno no es realmente petróleo crudo y comúnmente la roca que contiene el kerogeno tampoco es esquisto (shale). (Oil and Gas Journal Marzo 2013)
La Sociedad Canadiense para Recuros No-Convencionales (CSUR) define el tight oil (petróleo apretado) como petróleo convencional encontrado dentro de reservorios con baja permeabilidad (Oil and Gas Journal Marzo 2013)
El petróleo encontrado en estos reservorios típicamente no fluye hacia los pozos perforados a tasas de flujo económicas sin la ayuda de alta tecnología en perforación y en procesos de completacion (Oil and Gas Journal Marzo 2013)
Comunmente, se usan pozos horizontales a la par con fracturamiento hidráulico multi-etapa para poner a producir estos reservorios (Oil and Gas Journal Marzo 2013)
El termino Tight Oil y Shale Oil son comúnmente intercambiables, pero son diferentes a Oil Shale ya que el Shale Oil es petróleo ligero y dulce mientras el Oil Shale es extra pesado y requiere procesos adicionales para ser comercializado (Oil and Gas Journal Marzo 2013)
Para generar petróleo liquido sintéticamente a partir del oil shale, la roca rica en kerogeno tiene que ser calentada a temperaturas tan altas como 500°C (950°F), en la ausencia de oxigeno en un proceso conocido como “Retorting”. (Oil and Gas Journal Marzo 2013)
Las rocas donde esta el tight oil o shale oil tienen una permeabilidad menor a la del cemento usado en las aceras y comparable a la del granito. Esta es la razón por la cual la tecnología de fracturamiento es esencial para crear las condiciones donde el petróleo pueda fluir hacia el pozo (Oil and Gas Journal Marzo 2013)
El shale oil de Bakken está en rocas con porosidades de menos de 5% y permeabilidades en el rango de los 40 microDarcys (Oil and Gas Journal)
Shale gas es el gas que nunca migro y se mantuvo atrapado en la roca fuente original, dentro de la materia orgánica insoluble (Oil and Gas journal)
Mientras el factor de recuperación para el gas convencional está entre el 75-80% en el shale gas está entre el 5-10% (Oil and Gas Journal)
EL Shale oil a diferencia del shale gas si migro de la roca fuente y se encuentra atrapado en areniscas o limos entre capas de shale(esquistos) (Oil and Gas Journal)
El EUR (Estimated Ultimate Recovery) es lo máximo que se espera extraer de un pozo de gas o petróleo. En Bakken en promedio 550mil bp(Oil and Gas Journal)
Por ejemplo a US$80 el petróleo de Bakken y costo por pozo entre US$5.5-8.5Millones,y EUR de 550mil bp, se ganaría 550000 bp x US$80=US$44M-US$8.5M=US$35.5M/pozo parcialmente.
La producción inicial o recuperación primaria de un pozo petrolero recupera entre 10-25% de los recursos geológicos y depende del tipo de petróleo, porosidad, permeabilidad, etc(Petroleum Techonolgy)
Cuando la presión natural de un pozo no es suficiente y el bombeo por si solo deja de ser económico se usa la recuperación secundaria(Petroleum Techonolgy)
La recuperación secundaria consiste en inyectar agua para presurizar el reservorio, recuperando presión. Esta recupera hasta 15-25% adicional(Petroleum Techonolgy)
La recuperación terciaria o EOR(Enhanced oil recovery) consistes en inyectar otros fluidos diferentes al agua, como vapor, CO2, polímeros, etc(Petroleum Techonolgy)
La recuperación terciaria o EOR también incluye pozos horizontales, fracturamiento hidráulico o fraking, uso de microbios, combustión in situ, etc (Petroleum Techonolgy)
El petróleo puede ser producido hasta con 95% de agua, que junto con la arena, etc deben ser removidos para reducir costos de transporte y corrosión en las tuberías (Petroleum Techonolgy)
En muchos lugares un pozo petrolero horizontal puede producir 4 o 5 veces mas petróleo que uno convencional y con menor impacto ambiental (Oil and Gas Journal)
Con un pozo horizontal se abarca una zona mas amplia del reservorio para producción y se aumenta en mas de 8 veces la producción a bajas presiones(Petroleum Techonolgy)
Precio de Net Back: Durante los años 80’s fue un sistema donde el precio que pagaba la refinería al productor de petróleo era determinado al descontarle, los costos de refinación, transporte, mercadeo y un margen de ganancia fijo por todo el proceso. (the A to Z of the petroleum Industry)
Precio de Net Back: Las refinerías que compraban el petróleo con este sistema, tenian muy poco que perder, ya que a cualquier precio que vendieran sus productos tenian garantizado un margen de ganancia fijo. (the A to Z of the petroleum Industry)
El precio de Netback era un acuerdo contractual en el cual el precio del gas o el petróleo a boca de pozo estaba basado en los precios de los productos procesados (Oil and Gas Financial Journal Marzo 2007)
Usando el precio de Netback se iniciaba con el precio de los productos procesados o al final del downstream y de allí se sustraian ciertos costos (transporte, almacenamiento, procesamiento, refinamiento, mercadeo, impuestos y el margen de ganancia fijo de la refinería, entre otros) para determinar el valor del petróleo o el gas a boca de pozo (Oil and Gas Financial Journal Marzo2007)
Durante los años 80’s los Sauditas para atraer compradores a su producción, utilizaron el metodo netback como sistema para ponerle precio al petróleo, que le garantizaba a las refinerías un margen de ganancia fijo. Asi las refinerías sin importar el precio de los
productos refinados, y sin importar los rendimientos específicos de las diferentes refinerías, siempre ganarían un margen de ganancia fijo (RBNenergy.com sept 2012)
Con este sistemas las refinerías podían trabajar a máxima capacidad e inundar el mercado con productos refinados, ya que sin importar los precios de estos, ellas tenían garantizado un margen de ganancia fijo (RBNenergy.com sept 2012)
Al aumentar la oferta de productos refinados los precios de estos bajaron considerablemente y por ende al sustraer de estos precios el margen de ganancia de las refinerías, el precio del petróleo se fue al piso (RBNenergy.com sept 2012)
Este experimento no demoro mucho y allí surgieron los precios impuestos por el libre mercado (RBNenergy.com sept 2012)
Actualmente cuando se habla del netback de un barril de petróleo u otro comoditie se refieren a la ganancias dejadas por cada barril: ingresos – costos de produccion (RBNenergy.com sept 2012)
Una explicacion del termino dice que deriva de “net” o el valor neto en el mercado descontándole todos los costos hacia atrás “back” hasta la boca del pozo, pero ya no hay márgenes fijos para las refinerías las cuales tienen que competir en un esquema de libre mercado (RBNenergy.com sept 2012)
En la siguiente grafica se ve como se llega al precio de netback en un barril de petróleo de tipo vasconia. (Petrominerales)
Un barril de petróleo produce: 19,5 galones de gasolina, 9,21 galones de Diesel, 7,21 galones de otros productos, 3,82 galones de combustible para avión, el resto gases y heat oil(petróleo para calderas) (Coal, Oil and Natural Gas)
De un barril de petróleo (42 galones) se obtienen 44,7 galones de productos derivados (gasolina, diesel,etc)(Coal, Oil and Natural Gas)
Petroleo crudo: En esta categoría se encuadra el petróleo y los lease condensates (condensados o NGL encontrados naturalmente en el pozo) (Prelude, a peak oil novel)
Liquidos de Petroleo: En esta categoría se encuadra el Petroleo Crudo, los Lease Condensates, los biocombustibles, los NGL procesados en el exterior del pozo en plantas gasíferas que sus siglas correctas deberían ser NGPL (Natural Gas Plant Liquids) y los Refinery Processing Gain (Prelude, a peak oil novel)
Cuando las agencias internacionales se refieren a la producción total de petróleo se refieren a la producción total de liquidos de petróleo y cuando se refieren solamente a petróleo crudo se refieren a este como petróleo crudo y condensados en el pozo (Crude oil and lease condensates) (Prelude, a peak oil novel)
NGPL: Gas Naturalmente líquido procesado en planta. Este es el resultado de extraer del gas de los pozos petroleros las fracciones más pesadas como el etano, propano, butano y pentano. (Prelude, a peak oil novel)
Por ejemplo el gas extraido en las costas de Malasia contiene 11% de etano, 5% de propano, 2% de butano y 2% de pentano, mientras que el gas extraido en Alaska solo contiene 7% de etano, 4% de propano y 1% de butano (Prelude, a peak oil novel)
Refinery Processing Gain: Es el exceso de líquidos obtenidos debido a que de 42 galones de petróleo se obtienen mas de 44.7galones de derivados en la Refinería(Oil and Gas Journal)
El Refinery Processing Gain es el aumento en volumen debido a que los productos refinados tienen menos densidad que el petróleo crudo original (que entran en la
refinería) debido a los procesos de fraccionamiento en la refinería y por eso resultan mayores volúmenes.
Como la densidad es igual a masa/volumen y como la masa original permanece constante porque la materia no se crea ni se destruye, al disminuir la densidad en los productos de la refinería, esto implica que el volumen debe aumentar
Como de un barril de petróleo(42 Galones)se producen 44.7 Galones de derivados, eso es una ganancia de 6.43% que originara la Refinery Processing Gain (Ganancia en el proceso de refinación) (Oil and Gas Journal)
En el mundo se producen aproximadamente 75 Millones de bd (barriles diarios) de petróleo crudo pozo (Crude oil and lease condensates), 8.7 Millones de bd de NGL y 4.8Millones de bd de Refinery Processing Gain(Oil and Gas Journal)
Por eso en el mundo la producción de petróleo (líquidos de petróleo) es la suma de esos tres ítems y totaliza mas o menos 88.8Millones bpd(Oil and Gas Journal)
Así una producción mundial diaria de 75 Millones bd de petróleo crudo en las refinerías producen 75 Millones x 6.43% = 4.82 Millones de bd de líquidos extras o Refinery Processing Gain (Oil and Gas Journal)
USA produce 6.82 Millones de bd (barriles diarios)de petróleo crudo, mas 2.37 Millones de bd de NGL, mas 0.88 Millones de bd de biocombustibles, mas 1.1 Millones de bd de Refinery Processing Gain para totalizar 11.17 Millones bpd(EIA)
Grados API (american petroleum institute). Entre 10 y 45 °API se encuentra el petróleo comercializado. Menos de 10°API más pesado que el agua. Mas de 10°API flota en el agua(Petroleum Technology)
Crudo liviano >31°API. Crudo medio entre 22,3°API y 31,1°API. Crudo pesado entre 10°API y 22,3°API. Extra pesado, menos de 10°API(Petroleum Technology)
Un petróleo dulce es aquel que tiene menos de 0.5% en peso de Azufre (S), y uno petróleo agrio es el que tiene mas de 0.5% en peso de azufre (Petroleum technology)
ULSD: Ultra Lower Sulfur Diesel que debe contener menos de 15 partes por millon de azufre por mandatos de la EPA (RBN ENERGY)
Los crudos ácidos(alto azufre) les cuestan mas a las refinerías debido a que regulaciones ambientales obligan a remover el azufre (RBN ENERGY)
Mayor a 44°API hasta 75°API se clasifican como Condensados (gas naturalmente liquido (NGL) y gasolinas naturales). Mas de 75°API es gas natural (Principalmente Metano (1 Átomo de Carbono)(Oil and Gas Journal)
Las gasolinas naturales y naftas livianas son esencialmente lo mismo: pentanos (hidrocarburos con 5 átomos de carbono) y hexanos (6 átomos de Carbono). Se diferencian en el origen de cada una. (RBN ENERGY)
Condensados: Hidrocarburos líquidos de bajo peso molecular (etano, propano, butano, pentano, hexano). Del Pentano hacia arriba son líquidos a temperatura ambiente.
La gasolina natural se encuentra en los pozos o se extrae en las plantas de procesamiento de gas, mientras las naftas livianas de las refinerías(RBN ENERGY)
Lease Condensate: Son Condensados que se encuentran en el pozo petrolero y se extraen directamente de este. A diferencia de los otros condensados que provienen de las plantas de gas (Prelude, a peak oil novel)
La gasolina (Naftas livianas mas Naftas pesadas) tiene entre 5 y 12 átomos de Carbono, la Nafta pesadas entre 8-12, Keroseno y Jet fuel 11-13, Diesel y Heat oil (oil para calderas) entre 13-17atomos de Carbono (Petroleum Technology)
El termino Nafta y solvente son intercambiables. Las Naftas ligeras y Naftas pesadas se usan en las mezclas para producir gasolina(Petroleum Technology)
La Gasolina Natural es similar a una gasolina de muy bajo octanaje. Tradicionalmente es mucho mas barata y se usa para bajar costos(RBN ENERGY)
Una tonelada de gasolina natural contiene 378 galones o 9 barriles, mientras una tonelada de petróleo crudo equivale a 7 barriles (RBN ENERGY)
Condensados son una mezcla de varios hidrocarburos incluyendo gas naturalmente liquido (NGL), pentano(5 átomos de C),hexano, heptano(7 átomos), octano(8 átomos) y mas pesados(Oil and Gas Financial Journal)
Gas naturalmente liquido(GNL): hidrocarburos desde el etano (2 átomo de Carbono) en menor cantidad, propano(3 átomos) al butano(4 átomos de Carbono), los dos últimos en mayor cantidad y se encuentran líquidos de forma natural(Oil and Gas Financial Journal)
Un condensado está entre 45 y 75°API. Entre mayor el °API contiene mas NGL(etano, propano, butano) y no tantos hidrocarburos mas pesados(Oil and Gas Financial Journal)
Cuando un condensado se acerca mas a 45°API se torna mas oscuro como el petróleo crudo y cuanto mas se aleja se tornan translucidos y claros (Oil and Gas Financial Journal)
Cuando un condensado se acerca mas a 45°API contiene mayor cantidad de hexanos, heptanos, octanos que son los productos mas valiosos (Oil and Gas Financial Journal)
Los condensados o petróleos súper ligeros tienen densidades de mas de 44°API y hasta 75°API, son transparentes o traslucidos(RBN ENERGY)
Un condensado es una mezcla volátil de gas naturalmente liquido(NGL), compuestos similares a la gasolina y otra gran variedad de constituyentes(RBN ENERGY)
La gasolina contienen mayor grado de hexanos, heptanos, octanos y mas pesados, por eso al un condensado tener mayor °API contiene menos gasolinas naturales o naftas livianas (Oil and Gas Financial Journal)
Lo normal de un condensado es que sus compuestos vayan hasta el octano, solo en algunos casos contienen algunos compuestos mas pesados(Oil and Gas Financial Journal)
Entre mayor °API de un condensado más difícil su manejo debido a su volatilidad por la gran cantidad de NGL. (Oil and Gas Financial Journal)
GTL (Gas To Liquids) es conversión de gas en un líquido semejante al diesel. En 2011 Shell anuncio puesta en marcha de planta de GTL en Qatar(Oil &Gas Journal)
La conversión de gas natural en diesel (GTL) se basa en el proceso Fischer-Tropsh, usado en Alemania en los 20's para transformar carbón en petróleo (RBN ENERGY)
A principios de los 80's aguas profundas eran en promedio 800pies de profundidad o 243m, en 2007 profundidades menores a 1500 pies o 456m eran aguas bajas
Las plataformas de aguas profundas están diseñadas para aguas de 12.000 pies(3,6Km) de profundidad y para perforar pozos de 40.000pies(12,2Km) (Oil & Gas Journal Octubre)
Un campo petrolero (Reservorio) se considera gigante si tiene más de 500 Millones de barriles de petróleo recuperables. Un campo de gas (Reservorio) es gigante si tiene mas de 1 Trillón de pies cúbicos (pc) de gas (Petroleum Technology)
Un campo supergigante es el que contiene mas de 5 Billones de barriles. En el mundo hay menos de 40 y tienen el 50% del petróleo mundial(Fossil fuels)
Hidratos de gas: Es metano combinado con agua que se presenta en forma solida naturalmente en el fondo del mar y que se encuentra en grandes cantidades pudiéndose convertir en una fuente significativa de gas natural para el futuro. (USGS)
Los Hidratos de Gas se encuentran en substancias parecidas al hielo, que están formadas cuando el metano y otros gases se combinan con el agua a presiones y temperaturas específicas. Se encuentran ampliamente distribuidos bajo el lecho del mar en sedimentos dentro y bajo las areas de permafrost (USGS)
CONVERSION DE UNIDADES:
BTU (British Thermal Unit): Es una medida del calor contenido en un combustible. Es la cantidad de calor requerida para elevar la temperatura de una libra de agua liquida en 1°F del agua aproximadamente a 39°C (EIA)
Una tonelada de petróleo o gasolina es más o menos 7,33 barriles y el barril tiene 42 galones y el galón 3,8 litros. 1 tonelada= 1120 litros
1MBTU(millons de BTU (British termal Unit) = 970 pc (pies cúbicos de gas); 1 BTU = 252 Cal (calorías); 1 Cal = 4.18 J (joules); 1KW-H(kilovatio hora) = 3.6M J (Millones de Joules)
Entonces 1000 pc de gas = 1.03 MBTU equivalentes a 302 KW-H. 1 tonelada Carbón = 23.9GJ por lo tanto 1 Tonelada de Carbón = 6.6MW-H (Megavatios hora).
Un barril de Petróleo = 6040pc (pies cúbicos) de gas, entonces 1 Barril Petróleo = 6.22 MBTU por lo tanto 1 Barril Petróleo = 1.82 MW-H. 1Tonelada Petróleo = 7 Barriles que implica que 1 Ton Petróleo = 12.7 MW-H
Una tonelada equivalente de petróleo: 7 barriles de petróleo. 12 TeraWats-hora = 1 millon (MM) de toneladas de petroleo.
Una tonelada de carbón tiene 80% más energía que una tonelada de madera. Una tonelada de gasolina tiene 65% mas energía que una de carbón
Una tonelada de bagazo de caña de azúcar tiene la misma energía que un barril de petróleo (42 galones de oil) (History Channel)
Un BTU es aproximadamente igual a la energía liberada por un cerrillo o fosforo (EIA) Un Billon de BTU es igual a la electricidad consumida por 300 hogares en un mes (EIA) Un Cuatrillon (Mil billones en español) de BTU es igual a 172 Millones de barriles de
petróleo crudo (EIA)
TERMINOS PARA LOS PRODUCTOS REFINADOS:
Los productos obtenidos en la refinación del petróleo se denominan asi: Gasolinas o destilados de grado ligero entre las que están la Gasolina para vehículos y aviones a motor y las naftas ligeras y naftas pesadas. (genesisny.net)
Entre los destilados de grado medio están el Kerosene, combustible para Jet y los Distillate Fuel Oil No.1,2,4 (genesisny.net)
Distillate Fuel Oil: Clasificacion usada para una de las fracciones del petróleo producidas en la destilación, que incluyen el Diesel Fuel (Diesel) y los Fuel Oils (petróleo para calderas). (EIA)
Los Destilados Diesel Fuel No.1 son usados como combustibles para buses y vehículos similares. Diesel Fuel No. 2, como combustible para locomotoras, camiones y automóviles (EIA)
Los Destilados Fuel Oil No.1 son usados como combustibles para estufas, parrillas y calentadores externos. Fuel oil No.2, como combustible para calentadores domesticos de interior, y quemadores industriales de capacidad moderada (EIA)
Los Destilados Fuel Oil No.4 se mezclan con los residuos del fuel oil y se usan como combustibles para quemadores industriales de alta capacidad. El Diesel Fuel No.4 se usa para maquinas diesel de velocidad media (EIA)
Entre los Otros productos están el gas, el LPG, solventes, lubricantes, bitumen, asfalto y los Destilados No.5 y 6 (genesisny.net)
Los Destilados No.5 son el Fuel Oil residual de mediana viscosidad usado en barcos de vapor y en plantas generadoras de energía (EIA)
Los Destilados No.6 son el Fuel Oil residual que incluye el diesel para barcos grandes y se usa también para generar energía y para calentadores industriales (EIA)
Gas oil: Termino usado en Europa para designar los destilados No. 2 Heating Oil y No. 2 Diesel fuel. (EIA)
PETROLEOS DE REFERENCIA MUNDIAL:
WTI (West Texas intermédiate): Referencia de USA, es un petróleo ligero (liviano) y dulce con 39.6°API y 0.24% de azufre. BRENT: referencia Europa, África y medio oriente, 38.06°API, 0.37% de azufre (RBN ENERGY)
EL petróleo referencia en la costa del golfo de mexico es el LLS (Louisiana Light Sweet) que es dulce y ligero con 36°API y 0.34% de azufre. (Oil and Gas Journal)
En USA el WTI es la referencia para Cushing (Oklahoma), el LLS referencia para el Golfo de México y el BRENT para el petróleo importado(RBN ENERGY)
EL petróleo referencia de las arenas bituminosas de canada es el Western Canadian Select(WCS) que ante el boom del shale oil baja de precio(Economist Intelligence Unit)
El petróleo referencia de Arabia Saudita es el Arab light. El de Irak (Basrah light), Nigeria (Bonny Light 37), Libia (Es Sider), Angola (Girassol) (Oil and Gas Journal)
El petróleo referencia de Irán (Irán heavy), Kuwait (Kuwait export), Qatar (Marine), Venezuela (Merey y Tia Juana light 31), EAU (Murban), Ecuador (Oriente), Algeria (Saharan blend) (Oil and Gas Journal)
El petróleo referencia de Indonesia (Minas 34), Dubai (Fateh32), Mexico (Isthmus33 y Maya), Mar del Norte (Brent 38), Rusia (Urals) (Oil and Gas Journal)
CUSHING Y EL PETROLEO WTI (WEST TEXAS INTERMEDIATE):
El petroleo WTI es el que se produce en la cuenca "Permian" en el oeste de Texas (West Texas) desde 1920. Se comercializa en Cushing(RBN ENERGY)
El WTI es el petróleo producido en la cuenca Permian en el oeste de Texas desde 1920. La principal via de salida de este petróleo es Cushing Oklahoma hacia las refinerías del medio oeste. (RBNenergy.com)
En la cuenca Permian la compañía Occidental es el mayor productor y el aumento en sus campos es mayoritariamente debido al uso de inyección de Dioxido de Carbono como EOR, y lo usa en el 64% de su producción para incrementar el flujo de petróleo de sus campos maduros (RBNenergy.com sept 2012)
La cuenca Permian produce cerca de 70% petróleo WTI (West Texas intermédiate 38-40°API y menos de 0,3% de Azufre) y 30% de petróleo WTS (West Texas Sour 32,8°API y 1.98% de Azufre) (RBNenergy.com sept 2012)
Cuando en los años 80’s y 90’s la cuenca Permian declino su producción, Cushing comenzó a ser abastecido con oleoductos provenientes del golfo de Mexico, transportando petróleo importado hacia las refinerías del medio oeste (RBNenergy.com)
Tras declinar su producción en los 80’s la cuenca Permian ha incrementado su producción nuevamente, aclanzando un estimado de 1.3 Millones bpd para septiembre de 2012 (RBNenergy.com)
La cuenca Permian pruduce 1.3 Millones bpd que se comercializa a las refinerias del medio oeste via Cushing. (RBN ENERGY)
En Septiembre de 2008 habian 15Mbp (Millones de barriles de petróleo) almacenados en Cushing (Oklahoma), hoy hay 44Mbp. El petroleo esta fluyendo mas rapido hacia Cushing que saliendo de allí (bloomberg)
Durante 17 años el oleoducto Seaway bombeo oil desde tanqueros en el golfo hasta Cushing. En mayo el flujo cambio y ahora es desde Cushing hacia golfo(bloomberg)
Con la el cambio de direccion del oleoducto Seaway en 2011 hacia el golfo el WTI llega al las refinerías del golfo de mexico con la capacidad del Seaway que es 150 Mil bpd (RBN ENERGY)
Con una capacidad de refinacion en el Golfo de 8.7 Millones bpd el WTI solo abastece 1/50 de la refinacion allí. Se necesita mayor flujo para poder competir(RBN ENERGY)
En 2013 se completaria extencion de Keystone XL de transcanada desde Cushing hacia el golfo y movilizaria 700mil barriles diarios. (bloomberg)
En Cushing se da una guerra de espionaje por saber de antemano los inventarios de petroleo. Helicopteros toman fotos de las tapas de los tanques, para determinar el nivel de cada tanque, etc(bloomberg)
Empresas como Genscape usan helicopteros, camaras termicas para por la temperatura determinar el nivel de llenado de un tanque, en su afan de predecir los inventarios. Venden esta informacion a bancos y fondos(bloomberg)
Empresas como Digital Globe estan usando uno de sus tres satelites para tomar fotos dos veces por semana de los depósitos de Cushing. Tambien lo hacen sobre Iran y Arabia Saudita (bloomberg)
Genscape tambien usa medidores electromagneticos en las lineas de alta tensión de energia que alimentan el complejo de Cushing para determinar el consumo de energia y con ese dato determinar cual es el nivel de bombeo de crudo del complejo y asi determinar los inventarios tambien(bloomberg)
Cushing no es solo sitio de almacenamiento, alli tambien se hacen los diferentes tipos de mezclas o dietas para alimentar los diferentes tipos de refinerias(bloomberg)
Los antiguos tanques almacenadores en Cushing tenian capacidad de 80mil barriles, los nuevos tiene capacidad de 600mil (bloomberg)
Para final de año se espera tener una capacidad de almacenamiento en Cushing de 80 Millones de barriles, 14Millones mas que en 2011(bloomberg 2012)
En 2013 la expansion del oleoducto Seaway aumentara el flujo de petroleo directo de Cushing a la costa del golfo de mexico, desde 150Kbpd a 400Kbpd(RBN ENERGY)
Para 2014 se espera expandir la capacidad del oleoducto Seaway hasta 850 Mil bpd y a mediados de 2013 se espera que por el oleoducto Keystone fluyan 700 Mil bpd (RBN ENERGY)
Cuando el WTI empiece a llegar en mayores cantidades al Golfo de mexico, el LLS bajara un poco de precio al igual que el BRENT para competir con el WTI que subirá de precio (RBN ENERGY)
Las nuevas estaciones de bombeo en el oleoducto Seaway de 1000Km que lleva petroleo de Cushing al Golfo acortarian de 12 dias a 5 dias el arribo(Economist Intelligence Unit)
En el corto plazo la Aministracion de Informacion en Energia de USA proyecta que el petróleo WTI bajara a niveles de US$93/barril en 2013 y a US$92/barril en 2014 desde los US$94/barril del 2012 (Oil and Gas Journal marzo 2013)
En la ultima decada el precio promedio del petroleo ha sido de US$69, mientras en la decada anterior fue de US$21 (Hellenic Shipping News)
El NYMEX WTI el el comoditie mas liquido del mundo, con contratos de un promedio de cerca de 125 Millones bpd en 2012. Las diferencias entre los futuros y el comercio físico del petróleo como también de los mecanismos de entrega que vinculan ambos mercados, hacen complicar la apreciación del WTI (RBNenergy.com)
Debido a que solo hay un oleoducto actualmente liberando la sobre oferta de Cushing hacia el golfo, que es el oleoducto Seaway que inicialmente transporta 150 Mil bpd las diferencias de precios de los petróleos de la cuenca Permian son muy altas respecto a los petróleos comerciados en el golfo (RBN energy oct 2012)
A una tasa de trasnporte del petróleo de Cushing hacia el golfo de 150 Mil bpd, los inventarios en Cushing tardarían en agotarse, suponiendo que no le entrara nuevo petróleo 320 dias en Agosto de 2012 (RBN energy oct 2012)
Se espera que en 2014 hallan oleoductos transportando cerca de 900 Mil bpd desde la cuenca permian directamente hacia el golfo sin pasar por Cushing, y que en 2013 el oleoducto seaway aumente su capacidad a 400 Mil bpd y en 2014 se espera que aumente a 850 Mil bpd, disipando la sobre oferta en Cushing (RBN energy oct 2012)
Adicionalmente el proyecto del oleoducto Keystone se espera entre en servicio desde Cushing hasta el golfo en 2013 transportando 700 Mil bpd, de esta manera se espera que cuando estos nuevos oleoductos estén trabajando a pleno, la presion a la baja sobre el WTI desaparezca y se equipare a los petróleos comerciados en el golfo (RBN energy oct 2012)
El WTI en la cuenca permian se cotiza a US$1 de descuento respecto al WTI en Cushing debido a US$0.5/barril de transporte por oleoducto y el resto por la sobre oferta que su llegada al Cushing produce. (RBN energy oct 2012)
El WTS (West Texas Sour) cotiza a un descuento de US$3 respecto al WTI debido al transporte por oleoducto y ya que las refinerías del medio oeste se han mejorado para procesar crudos pesados y agrios de canada, esto es mucha competencia para el WTS que es un crudo liviano y agrio (33°API y 1,98% de Azufre) y por lo tanto se hace menos atractivo para las refinerías (RBN energy oct 2012)
El WTS si fuera transportado al golfo podría competir con crudos similares que cotizan mucho mas caros como el MARS que es un crudo de grado medio y agrio (29°API y 1.82% de Azufre) (RBN energy oct 2012)
El MARS es una mezcla de los campos Mars, Ursa y Pérdida en el Golfo de Mexico. Este petróleo es enviado desde los puertos offshore de Louisiana a las refinerías de la costa del Golfo (RBN energy oct 2012)
PETROLEO BRENT:
El petróleo que se comercia como petróleo de referencia BRENT es una mezcla de docenas de petróleos de diferentes campos en el mar del norte. La razón para esta mezcla es que el original petróleo del campo BRENT ha bajado significativamente en producción desde mediados de los 80’s (RBNenergy.com)
Para 1988 el original petróleo BRENT era la referencia para el mercado de futuros ICE, pero prontamente su oferta declino obstensiblemtente(RBNenergy.com)
El comercio físico del petróleo BRENT se ejecuta en el mercado de futuros ICE que da precio al 70% del petróleo mundial (RBNenergy.com)
Para los 90’s los productores del mar del norte especificaron un nuevo petróleo denominado mezcla BRENT, que incluia docenas de campos del mar del norte y se mezclaban en el sistema de oleoductos común para acopiarse en el terminal Sullom Voe en las islas Shetland (RBNenergy.com)
Con la mezcla de petróleos de diferentes campos del mar del norte los volúmenes se mantuvieron para conservar el mercado liquido y activo tras la caída de la oferta del BRENT original (RBNenergy.com)
Para 2002 tras declinaciones adicionales se incluyeron nuevos campos como el Forties acopiado mediante oleoductos en Hound Point en Inglaterra y petróleo de los campos Oseberg de campos Noruegos acopiados en el terminal Sture en Noruega (RBNenergy.com)
En 2007 se adicionaron petróleos de los campos Ekofisk para ayudar a la declinación en la producción. Este petróleo es acopiado en terminales de ConocoPhillips en Tesside en Inglaterra (RBNenergy.com)
El BRENT que inicialmente era un solo tipo de petróleo de un solo campo actualmente es una mezcla de diferentes crudos que actualmente representan cerca de 1 Millon de barriles diarios y que es conocido para los negociantes como el mercado BRENT o BFOE (Brent, Forties, Oseberg y Ekofisk) (RBNenergy.com)
Aun con todas esas adiciones de nuevos campos, la referencia BRENT sigue declinando como se ve en la grafica (RBNenergy.com)
Platts en la agencia de facto que regula el mercado del petróleo Brent y es una unidad de McGraw-Hill. Platts a revelado cambios en la forma de calcular los precios del Brent que es el petróleo referencia mundial debido a bajas de producción en el crudo del mar del norte (Financial Times febrero 2013)
El Brent es hoy la mas importante referencia petrolera a nivel mundial, usado desde las refinerías, hasta los fondos de cobertura (Financial Times febrero 2013)
El comercio del BRENT fisicamente esta gobernado por algo llamado el SUKO 90 (Shell UK Oil Company) que es de los mayores productores de los componentes de la mezcla BRENT (RBNenergy.com)
Royal Dutch Shell es el custodio del contrato Suko-90 que gobierna el mercadeo del petróleo Brent en el mercado físico. Shell además es el operador del campo Brent en el mar del norte que fue originalmente la fuente para la referencia del Brent (Financial Times febrero 2013)
La referencia Brent actualmente incluye el petróleo de los campos Brent, Forties, Oseberg y Ekofisk. Shell ha propuesto un Premium no solo para el petróleo de Oseberg y Ekofisk
como propone Platts, sino también que se incluya el campo Brent (Financial Times febrero 2013)
La producción del mar del norte ha declinado mas de 2/3 de la producción en su pico de 6 Millones bpd a comienzos de siglo (Financial Times febrero 2013)
Los participantes de este mercado comercian lotes de barcos de tamaño de 600 Mil bp. Esta es una importante diferencia con los futuros, ya que aquí se pone una barrera muy alta y exclusiva para transar por las grandes cantidades de los contratos. (RBNenergy.com)
Los futuros ICE (Intercontinental Exchange) BRENT es comerciado en contratos de 1000 bp, lo cual difiere del comercio físico del BRENT que se hace en lotes de barcos de 600 Mil bp (RBNenergy.com)
Mientras que en el futuro ICE BRENT solo se necesitan comprar contratos de 1000 barriles que a US$100 dolares el barril son de US$100.000, para transar en el SUKO los contratos son de US$60 Millones y se requieren respaldos bancarios (RBNenergy.com)
Los productores del BFOE toman posecion física de este petróleo en una de sus cuatro terminales (Sullom Voe, Hound Point, Sture y Teesside) (RBNenergy.com)
Los inversores se veran forzados a comprar billones de dolares en BRENT y vender WTI ante incremento del BRENT en S&P GSCI (Financial Times 6 nov 2012)
El cambio de ponderacion en la canasta del S&P GCSI se dara en enero 2013 y se estima ampliara el diferencial entre el BRENT y el WTI(Financial Times 6 nov 2012)
En el S&P GSCI conocido como el indice de commodities de Goldman Sach, el BRENT pasa de 18.3% a 22.3% y el WTI a 24.7% desde 30.9% de ponderación (Financial Times 6 nov 2012)
REFERENCIAS:
Wikipedia. www.wikipedia.org Oil and Gas Journal . www.ogj.com Oil and Gas Financial Journal, www.ogfj.com Dennis R. Jenning, Joseph B. Feiten, Horace R. Brock, Petroleum Accounting Principles,
Procedures & Issues 5th edicion, PricewaterhouseCooper LLP 2000. Leonardo Maugeri, Oil the next Revolution,The Unprecedented Upsurge of Oil Production
Capacity and What it Means for the World, Harvard Kenedy School 2012. John Wiley & Sons, Wiley Critical Content. Petroleum Technology volumen 1-2, Wiley 2007 M.S. Vassiliou, The A to Z of the petroleum industry, Scarecrow Press Inc. 2009 Geoffrey M. Horn, Coal, Oil and Natural Gas, Chelsea ClubHouse 2010. Resource Insights. resourceinsights.blogspot.com/2012/07/how-changing-definition-of-oil-
has.html RBN Energy LLC. www.rbnenergy.com Britanica Educational Publishing, Fossil Fuels, energy: past, present and future, 2012. History channel. Bloomberg Businessweek, www.businessweek.com Financial times, www.ft.com U.S. Energy Information Administration, www.eia.gov
GAS Y CONDENSADOS:
GAS:
Hay 3 tipos de pozos de gas: 1. Gas asociado (petroleo + gas); 2. Gas no asociado (solo gas); 3. Condensados (gas+condensados(hidrocarburos liquidos))
Condensados: Hidrocarburos liquidos de bajo peso molecular (etano, propano, butano, pentano, hexano). Del Pentano hacia arriba son liquidos a temperatura ambiente.
El gas asociado es el que se encuentra junto al petróleo crudo en el reservorio. Se quema cuando no es rentable hacer un gasoducto, licuarlo o no se reinyecta al pozo
MERCADO DEL GAS:
El uso del gas natural para producir energía comenzó en Japon cuatro décadas atrás impulsado por los problemas de suministro petrolero de los 70’s. (Oil and Gas Journal marzo 2013)
Debido a la histeria de la inseguridad de hidrocarburos el mercado acepto pagar el mismo precio por el gas natural importado que por el petróleo crudo importado, bajo una conversión de equivalencia en producción calórica (El equivalente en BTU’s). (Oil and Gas Journal marzo 2013)
Esto es equivalente a decir que el precio del té se basara en los precios del café, ajustados por el contenido de cafeina (Oil and Gas Journal marzo 2013)
Antes de 1970 el gas natural era un subproducto poco valorado y de muy modesto valor. Durante la crisis energética de finales de los 70’s, comienzos de los 80’s el precio de 1000 pies cubicos de gas salto de US$0,05 a US$3. (Hubberts Peak, The Impending World Oil Shortage)
El gas paso a ser un producto valioso con lo cual el boom petrolero de los 80’s fue principalmente un boom gasífero ya que los lugares debajo de la ventana del petróleo empezaron a ser rentables (Hubberts Peak, The Impending World Oil Shortage)
Henry Hub es el centro del comercio universal del comercio físico del gas natural en USA. Ademas es el punto de entrega para los futuros del gas natural CME/NYMEX, que es actualmente el tercer mercado de futuros mas grande del mundo (RBNenergy.com)
Henry Hub es la locación mas conocida en el mundo de comercio de gas, además es la mas liquida de la industria con un promedio de 400 Mil contratos futuros de gas natural diarios (RBNenergy.com)
Despues que el NYMEX selecciono a Henry Hub como su punto de entrega empezó a tranzar futuros de gas natural en abril de 1990 (RBNenergy.com)
BOOM DEL SHALE GAS EN USA
En 4 años el precio del gas natural en USA ha caido mas de 85% desde US$13.38/MBTU en julio de 2008 a US$1.95 en primavera de 2012, el mas bajo en una decada(Bloomberg)
En 2007 la produccion de shale gas en USA era de 3.5 Bcf/diarios menos de 7% de la produccion de gas total de USA. En 2010 era 14.6Bcf/d o 25% del total (Economist Intelligence Unit)
El precio del gas en USA cayo de US$13/MBTU en 2008 a US$3/MBTU, los taladros de gas estan migrando masivamente al shale oil debido a esto (Economist Intelligence Unit)
Entre Enero de 2009 y Sep 2012 los taladros para shale gas han disminuido de 1215 en 2009 a 454 en 2012 debido a la caida abrupta de los precios del gas en USA(Economist Intelligence Unit)
En USA el barril equivalente de petroleo (BOE) en gas salia a un precio de US$15 a mediados de 2012 ya que 1MBTU de gas vale US$2,5 y 1MBTU=970 pies cubicos (cf) y 1BOE=6040 pies cubicos, por lo tanto un BOE (barril equivalente de petróleo) = 6.22 MBTU
El precio del gas en USA actualmente esta por debajo del costo de produccion que es al rededor de US$5. (Economist Intelligence Unit)
La industria gasifera de USA esta incurriendo en deudas de mas de US$40billones/año para poder mantener la produccion de gas actual(Economist Intelligence Unit)
Los costos de Fracking, entubado, operacion y consecion de un pozo horizontal de gas en USA estan entre US$6-10Millones(Oil and Gas Journal)
EL gas en USA esta costando 1/4 de lo que cuesta en Europa y Asia, provocando un boom en la industria quimica Americana (Smart Money).
El precio promedio del gas en USA en el segundo cuarto del año fue de $2.35/MMbtu en comparacion con los $4.37/MMbtu del año anterior(Oil &Gas journal)
Solo el gas de Alberta en Canada podría abastecer de gas por 60 años a USA. Pero con el boom del shale gas en USA, el gas de Alberta no tiene en donde venderse. La alternativa es la exportación desde British Columbia (RBNenergy.com agosto 2013)
Hay tres proyectos de plantas de LNG que se terminarían si las licencias ambientales son aprobadas, para 2020 (RBNenergy.com agosto 2013)
Planta petroquimica Westlake en USA cambia propano como fuente para producir etileno, por etano, aprovechando el bajo precio del gas en USA(Oil & Gas Journal Octubre)
La sobreproduccion de gas en USA y su bajo precio convertiria a USA en exportadora neta de quimicos por primera vez desde 1940 (Oil & Gas Journal Octubre)
Dow Chemical esta invirtiendo mas de US$4 billones en varios proyectos a ubicarse en la costa del golfo de Mexico y para finalizarse en el 2018, gracias a los precios tan competitivos del gas en USA(Smart Money)
La compañía petroquímica más grande del mundo es Saudi Basic Industries Corp, esta en conversaciones para posibles inversiones en USA debido a las ventajas competitivas debido al shale gas. (Financial Times)
Una tonelada de etileno cuesta producirla en Europa US$1200 mientras con los bajos precios del etanol en USA, la tonelada de etileno tiene un costo de producción de entre US$400-500 (Financial Times)
La tonelada de etilineo tiene un costo de producción de US$200 dolares en Arabia Saudita, pero al parecer toda lo producido en Arabia ya tiene mercado (Financial Times).
Atlanta-based Southern Co,el mas grande generador de Energia electrica en USA hoy produce 47% de la electricidad en plantas de gas, hace 5 años solo el 16%(Smart Money)
La demanda de gas natural ha tenido incrementos promedio de 500 Billones de pies cubicos por año durante los últimos 5 años (Oil and Gas Journal marzo 2013)
Entre 1980 y 2007 la demanda de gas natural subio mas del doble y en el mismo periodo la demanda de carbon subio el 75%
El gas mantiene un rally de 5 jornadas subiendo 5% previendo bajas temperaturas en la zona central de USA en proximas semanas (Oil & Gas Journal Septiembre 2012)
BAJA DE COSTOS DE ENERGIA EN USA DEBIDO AL GAS Y AUMENTOS EN EUROPA:
Las plantas productoras de energía a Gas producen un 20% de toda la energía eléctrica mundial. En 1980 las Carboelectricas en USA producían el 80% de la energía eléctrica, mientras en abril de 2012, producen menos de un tercio (The Economist Dic 2012)
En 2008 la generacion electrica en USA a partir de carbon era de 48% en 2012 a bajado a 35% por regulaciones ambientales y boom gasífero (Oil and Gas Journal)
La ventaja competitiva en costo de energia de USA sobre Europa crece y se espera persista al menos hasta 2020 de acuerdo al BDI de Alemania, ya que en USA se esta produciendo energía eléctrica con un gas a muy bajo precio que no esta ligado a los precios del petróleo, mientras que el gas en europa sigue ligado a los precios del crudo (Financial Times)
Mientras en USA el precio por MW-H (Megavatio-hora) permanecera hasta 2020 en $16 euros bajando desde $25 euros/MW-h en 2008, en Alemania estara en $61 euros/MW-h subiendo desde $48 euros (Financial Times 2012)
Segun el BDI el precio de la electicidad industrial en Alemania subira desde $90 euros/MW-H hoy, a $98 euros/MW-H o $110 en 2020 (Financial Times 2012)
En contraste, segun el BDI de Alemania el precio de la electricidad industrial en USA solo creceria desde $48 euros/MW-H hoy hasta $54 euros/MW-H en 2020 (Financial Times 2012)
Hace una decada Gazprom proporcionaba el 50% del gas importado por Europa, hoy en dia ha bajado a 33% debido a los altos precios del gas ligado a los precios del petróleo (Bloomberg 2012)
La Empresa generadora de energia alemana E.ON hoy pierde $12 euros/MW-H cuando utilizan gas, pero si usan carbon ganan $12 euros/MWH (Bloomberg 2012)
Las exportaciones de carbon de USA a Europa han crecido 31.5% este año, a pesar los los riesgos mediambientales, la realidad comercial prevalece ante los altos precios del gas en Europa (Bloomberg)
RESERVAS DE GAS:
Las reservas de gas en USA pasaron de 162,4 trillones de pies cubicos en 1993 a 272,5 trillones de pies cubicos en 2009 (Smart Money)
Se estima que en China hay 1275 Trillones de pies cubicos de shale gas de reservas, cerca de 50% mas que en USA que es el segundo en el ranking (EIU)
La rusa Gazprom produce 1124000 barriles de oil diarios y 51000 millones de pies cubicos de gas que equivalen a 8500000 barriles de oil en 2009.
LNG (LIQUIFIED NATURAL GAS):
LNG: Licuefaccion de gas natural con el propósito de reducir su volumen y poder transportarlo por camión, o por barco principalmente. Con este propósito se construyen plantas de licuefacción en la parte vendedora para convertir el gas en gas licuado (liquido) y plantas de regasificación en el lugar de arribo (comprador) para transformar el gas licuado nuevamente en gas.
En Australia se estan invirtiendo US$189 Billones (A$180Billones) en proyectos de LNG (licuefaccion de gas natural) (The Economist)
En un solo proyecto de LNG en Angola de 4 años se esta invirtiendo US$10mil millones, aunque los indices de ataques guerrilleros a infraestuctura sean altos
En Alberta Canada el gas se vende al rededor de US$3 el MBTU(millon de british thermal units) y se vende liquado en Japon a US$13/MBTU (Financial Times)
Shell, Kogas de Corea, Mitsubishi y PetroChina planean construir un puerto de LNG(gas natural liquado) cerca de Kitimat en Columbia britanica(Financial Times)
La capacidad industrial total instalada de procesamiento de LNG es de cerca de 276 Millones de toneladas por año (tpy) (Oil and Gas Journal marzo 2013)
Con la expansión del canal de Panama el 80% de los buques cargueros de LNG (liquified Natural Gas) podrán pasar por el canal, comparado con el 10% que es capaz de pasar actualmente (Mcquilling.com junio 2012)
A comienzos de 2013 la industria global de LNG era capaz de producir tanto como 290 Millones de toneladas/año (tpy) y había una capacidad de regasificación de 625 Millones de toneladas/año (tpy) (Oil and Gas Journal Marzo 2013)
Los altos precios del gas en asia se atribuyen a la inflexibilidad que hay en asia de relacionar el precio del gas con el del petróleo, formula conocida como Japan Custom Cleared (JCC), llamada también “Japan Crude Cocktail” (Oil and Gas Journal Marzo 2013)
La apertura en 2014 del canal de panamá ampliado permitirá que USA suministre LNG a los mercados del sureste asiático (Oil and Gas Journal Marzo 2013)
GTL (GAS TO LIQUIDS) O CONVERSION DE GAS A LIQUIDOS:
GTL: Es la conversión de gas natural en destilados liquidos en el rango del diesel, aprovechando los bajos precios del gas en relación al petróleo crudo en Norte America y en medio oriente.
La conversión de gas natural en diesel (GTL) se basa en el proceso Fischer-Tropsh, usado en Alemania en los 20's para transformar carbón en petróleo (RBN ENERGY)
Hay dos compañías que han desarrollado exitosamente el proceso de conversión de gas a liquidos (GTL) que son la Sur Africana, Sasol que fue pionera en el proceso y la holandesa, Royal Dutch Shell (RBNenergy.com abril 2012)
Sasol Ltd perfecciono el proceso GTL en surafrica en los 70's. La planta de Sasol produce 80% diesel, 15% Nafta, 5% propano(RBN ENERGY)
GTL (Gas To Liquids) es conversión de gas en un líquido semejante al diesel. En 2011 Shell anuncio puesta en marcha de planta de GTL en Qatar (Oil &Gas Journal)
La planta de GTL en Qatar se llama Pearl GTL costo US$18 billones. Shell planea una planta de GTL en Louisiana semejante a la de Qatar(Oil & Gas Journal)
En Abril de 2012 se reporto que Royal Dutch Shell PLC planea construir una planta GLT(Gas to Liquids) en Louisiana a un costo de US$10 Billones(Wall Street Journal)
Sasol anuncio en septiembre de 2011 la construcción de una planta de GTL posiblemente al sur de Louisiana en USA, cuyos estudios de factibilidad de 18 meses podrían dar inicio a la construcción en 2013 con dos fases que se completarían en 2018 para procesar 4 Millones de toneladas de productos al año con una máxima capacidad de 96 Mil bd (RBNenergy abril 2012)
Shell ya tiene una planta de GTL en Qatar la Pearl GTL que alcanzara maxima capacidad en 2012 convirtiendo 1.6 billones pc de gas a 140K barriles/d (Oil and Gas Journal)
La planta de Sasol transforma 10Kpc (10 mil pies cubicos) de gas o 10MBTU en un barril de liquidos. Con el 1MBTU de gas a US$3, transforma US$30 de gas en US$135 Liquidos (RBN ENERGY)
Con la diferencia de precios entre el gas y los liquidos refinados actualmente de alrededor de US$108 es atractiva la planta de GTL (RBN ENERGY)
EL tecnología de GTL basada en el proceso denominado Fisher-Tropsh desarrollado en Alemania en los años 20’s para transformar carbón en diesel, luego fue perfeccionado en Sur Africa por Sasol para transformar gas en liquidos (RBNenergy abril 2012)
El proceso Fischer-Tropsh comienza con la oxidación de gas natural seco (Metano o CH4) para crear una mezcla de monóxido de Carbono (CO), hidrogeno (H2), dióxido de Carbono (CO2) y agua (H2O) (RBNenergy abril 2012)
El exceso de CO2 y agua son removidos y el radio de CO/H2 se ajusta para producir gas de síntesis. El gas de síntesis reacciona químicamente mediante catálisis con hierro o cobalto para producir liquidos de hidrocarburos que luego son tratados en una refinería para producir varios productos destilados (RBNenergy abril 2012)
La planta procesadora de Sasol propuesta para Louisiana produciría cerca de 100 Mil bd de destilados en la proporción 80% diesel, 15% Nafta y 5% propano (RBNenergy abril 2012)
El diesel producido por dicha planta de GTL es un destilado medio de gran valor con casi 0% de contenido de azufre, muy atractivo para ser vendido en los mercados Europeos. (RBNenergy abril 2012)
La planta consumiría 1 Billon de pc de gas natural seco al dia que transformaría en 100 Mil barriles de liquidos diarios. La planta transformaria 10 Mil pies cubicos (10 Millones de BTU) de gas natural seco en un barril de liquidos (RBNenergy abril 2012)
El costo de transformar 10 Mil pc de gas en un barril de liquidos refinados tiene un costo de US$10. Rentabilidad entre 2012 y 2009 (RBN ENERGY)
En 2009 la diferencia entre el precio de 10 Millones de BTU y un barril de productos refinados de grado medio era nulo, por lo cual no era rentable transformar gas a liquidos (RBNenergy abril 2012)
En abril de 2012 el la diferencia de precios de 10 Millones de pies cubicos de gas natural y un barril de productos refinados de grado medio era de cerca de US$108 (RBNenergy abril 2012)
Dos factores son críticos en un proyecto de conversión de gas a liquidos (GTL), el primero es el costo de capital que requiere la construcción de la planta, que Sasol estima que su planta en Louisiana costaría US$10 Billones que es mas costoso que una refinería de petróleo común (RBNenergy abril 2012)
Durante 30 años el cargo financiero en un préstamo de US$10 Billones a un interés conservativo de 5% al año representaría un costo de US$4 Millones diarios (RBNenergy abril 2012)
El segundo factor es el riesgo por margen de los precios, ya que el gas natural podría no permanecer a precios bajos o los precios de los productos refinados podrían no permanecer altos o ambos factores a la vez, lo cual afectaría críticamente los márgenes de ganancia de la planta (RBNenergy abril 2012)
En la tabla siguiente se ve un ejemplo de los resultados financieros de una planta de GTL en diferentes fechas y como se afecta la rentabilidad de manera drástica con los cambios en los precios (RBNenergy abril 2012)
CONDENSADOS:
En USA, los condensados extraidos del gas en “plantas de condensación” son clasificados como “pentanos+” y gasolinas naturales, los cuales son considerados NGL (gas naturalmente liquido) (rbnenergy mayo2013)
Por otro lado los condensados liquidos en pozo, los cuales no necesitan de una planta de separacion, son clasificados como petróleo crudo (rbnenergy mayo2013)
Por el contrario a nivel internacional tanto los condensados optenidos en plantas de separación como los encontrados en el pozo se consideran NGL, debido a que ambos son liquidos que provienen del gas natural (rbnenergy mayo2013)
Los NGL son una especie que se encuentra entre el petróleo crudo y negro y el metano o gas natural. Los NGL tienen características de ambos mundos y diferencias con ambos mundos al mismo tiempo (rbnenergy mayo2013)
El etano, propano, butano, isobutano y las gasolinas naturales (pentanos) son todos encontrados en el gas natural, pero son moléculas liquidas suspendidas en el gas. Estas moléculas son NGL al mismo tiempo que condensados (rbnenergy mayo 2013)
El petróleo crudo como el gas natural ambos son materias primas, básicas. El petróleo es el precursor de los derivados o productos del petróleo y el gas natural es principalmente usado para generar calor. (rbnenergy mayo 2013)
Por otro lado los NGL son muchas cosas a la vez y pueden ser definidos como productos finales, también como materias primas en la petroquímica o productos intermedios usados para crear productos terminados de petróleo (rbnenergy mayo 2013)
El gas natural siempre contiene NGL, donde algunas veces según la cantidad se recupera para ser aprovechado economicamente y otras veces simplemente se remueve como residuo (rbnenergy mayo 2013)
Los NGL cuando no están en forma de condensados en el pozo se extraen del gas en plantas de procesamiento. En estas salen sus componentes mezclados y son transportados a fraccionadores donde son separados en los respectivos componentes puros (rbnenergy mayo 2013)
El mayor centro fraccionador de NGL en USA es Mont Belvieu en Texas (rbnenergy mayo 2013)
Los condensados representan alrededor de un 11% de lo que generalmente se denomina petróleo en el mercado global (RBN ENERGY)
En Eagle Ford texas el 40% de la produccion son condensados de 50°API-70°API. Las Refinerias encuentran a los condensados menos atractivos que el petróleo (RBN ENERGY)
En las refinerias del golfo se paga US$0.03 menos por cada decima de °API sobre 45°API. EJ: un petroleo de 54°API (54-45=90 decimas),tiene descuento de $2.7 (90 decimas x US$0.03)(RBN ENERGY)
Un condensado tiene menor valor debido a que contiene una mayor proporción de componentes de menor valor que el crudo de 38°- 45°API(RBN ENERGY)
Un condensado está compuesto de mayor proporción de gas naturalmente liquido NGL(bajo precio respecto a gasolina) que destilados en rango de la gasolina(RBN ENERGY)
Puesto que las refinerías buscan petróleos que tenga la mayor cantidad de compuestos que produzcan la mayor cantidad de gasolina y destilados, los condensados son mas baratos(RBN ENERGY)
Los condensados tienen gran mercado en las arenas bituminosas( petróleo súper pesado) de Alberta(Canada) ya que al mezclarlos permite su transporte sin tanto procesamiento(RBN ENERGY)
Para los compradores de petróleo la densidad ideal y por la que pagan mejor es entre 38°-44,9°API. Basados en ese rango se ajustan los precios(RBN ENERGY)
Refinerías encuentran condensados menos atractivos porque producen menos cantidades de los productos de grado medio en la destilación(RBN ENERGY)
Los condensados tienen 3 mercados: Se venden como crudo súper ligero, se venden como diluente para mezclas con crudos pesados o se venden pre-destilados en sus subproductos (RBN ENERGY)
Los condensados no son buenos para producir: gasolina, gasolina de avión, kerosene, diesel, heat oil o fuel oil (diesel para calderas) que lideran precios hoy día, así los condensados se pagan a menor precio(RBN ENERGY)
Los condensados que van de 50°API a 70°API se valúan diferentes al petróleo, requieren diferente manejo y van a diferentes mercados (RBN ENERGY)
Los condensados de Eagle ford en promedio tienen un descuento de respecto al petróleo crudo de US$17/barril pero es mas que lo que reciben en Bakken(RBN ENERGY)
Debido al menor precio/pozo en Eagle ford que en Bakken y menor costo de trasnporte los condensados de Eagle Ford les va mucho mejor (RBN ENERGY)
Magellan y Copano terminaran en 2013 oleoducto desde Eagleford hasta Corpus Christi para transportar 100Mil barriles de condensados con rumbo a Canada (RBN ENERGY)
Por primera vez desde 1940 del puerto del Corpus Christi en texas estan saliendo millones de barriles de petróleo(Condensados) hacia otros lugares(Financial times)
Entre el 40-50% de la produccion de Eagle ford son condensados con promedios entre 50-70°API. Lo nomal para el petróleo crudo es entre 10-44°API(RBN ENERGY)
Mont Belvieu en Texas es uno de los hubs(centros de distribución) mas importantes de NGL(gas naturalmente liquido) en USA desde 1950 (RBN ENERGY)
Mont Belvieu tiene una de las formaciones subterraneas de domos de sal mas grandes del mundo, a 2000pies(~600m) bajo el nivel del mar(RBN ENERGY)
En Mont Belvieu se almacena NGL durante las epocas que no se usan, por ejemplo propano en verano que se libera en invierno(RBN ENERGY)
El almacenaje de NGL se hace para balancear la oferta y la demanda y mantener los precios estables del NGL (propano, butano, pentano) (RBN ENERGY)
Las 4 grandes empresas que manejan el hub de Mont Belvieu son Enterprise, Lone Star, Oneok y Targa(RBN ENERGY)
En USA hay una capacidad de almacenamiento en domos de sal para 700 Millones de barriles de NGL y 60% esta en 250 cavernas en Texas(RBN ENERGY)
En los ultimos 9 meses los precios del NGL han caido al aumentar la oferta mucho mas que la demanda, que proviene de la industria de plasticos(Oil and Gas Financial)
En los meses de invierno en las refinerías de USA se adiciona Butano a la gasolina para facilitar la ignición en el arranque de los vehículos (RBN ENERGY)
La gasolina que se utiliza en los vehiculos tiene un API en el orden de 50-55°API, por lo tanto muchos condensados son mas ligeros que la gasolina (RBNENERGY)
DEPOSITOS DE ALMACENAMIENTO DE GAS:
El primer deposito de almacenamiento de gas bajo tierra fue desarrollado en Ontario (Canada) en 1915, cuando se usaron reservorios agotados de gas como sitio de almacenamiento en Weland County (rbnenergy abril 2013)
EL primer deposito de almacenamiento de gas en USA se dio en Buffalo (New York) y para 1930 ya habían 9 instalaciones de ese tipo en el país (rbnenergy abril 2013)
A los depósitos de almacenamiento de gas le siguieron depósitos de almacenamiento de propano (LPG) y gas naturalmente líquido (NGL). La primera caverna de sal usada como deposito de gas se construyo en 1961 en Marysville (Michigan) (rbnenergy abril 2013)
En la actualidad mas de 120 compañias operan depósitos de almacenamiento de gas en USA con una capacidad de mas de 4.2 Trillones de pies cubicos en mas de 400 instalaciones (rbnenergy abril 2013)
Hay tres tipos de depósitos de almacenamiento de gas: cavernas de sal, aquiferos y campos de petróleo o gas agotados. Cualquiera que sea el tipo de depósito tiene dos componentes principales: el gas de trabajo y el gas amortiguador. (rbnenergy abril 2013)
El gas de trabajo o disponible es el gas que se almacena para luego ser extraido para sus diferentes usos, mientras que el gas amortiguador es la cantidad de gas necesaria para mantener una presion adecuada para poder extraer el gas de trabajo (rbnenergy abril 2013)
Las cavernas de sal permiten ciclos optimos y frecuentes de extracción e inyección de gas. Los acuíferos y los campos agotados requieren mayores tiempos en los ciclos de inyeccion y extracción, por lo que son mas usados para los ciclos estacionales de demanda de gas (rbnenergy abril 2013)
Los depósitos de campos agotados y aquiferos son mas adecuados para inyectarles gas en verano y extraerlo en invierno, mientras que las cavernas de sal se pueden usar para ciclos continuos de inyección y extracción de gas durante todo el año (rbnenergy abril 2013)
Las cavernas de sal permiten de 10 a 12 ciclos de inyección de gas por año, tienen un 70-80% de gas de trabajo y 20-30% de gas amortiguador. Representan el 4% de instalaciones de almacenamiento en USA (rbnenergy abril 2013)
Los depósitos de campos agotados de gas o petróleo tienen solo un ciclo de inyección al año, un 50% de gas de trabajo y 50% de gas amortiguador y representan el 86% de las instalaciones en USA (rbnenergy abril 2013)
Los acuíferos permiten solo un ciclo de inyección al año, de 50-80% de gas de trabajo y de 20-50% de gas amortiguador. Representan el 10% de las instalaciones en USA (rbnenergy abril 2013)
La oferta de gas en USA es de mas o menos 70 Billones de pies cubicos al dia y la demanda varia de entre 50Billones de pies cubicos diarios en verano a 120 Billones de pies cubicos en invierno (rbnenergy abril 2013)
Cedigaz pronostica que la capacidad de almacenamiento mundial de gas se incrementara de 377 Billones de metros cubicos de gas en 2013 a entre 557-631 Billones de metros cubicos de gas para 2030 (Oil&Gas Journal Julio 2013)
El incremento de 180-254 Billones de metros cubicos de gas requerirá inversiones para 2030 de $120 Billones de Euros (Oil&Gas Journal Julio 2013)
De acuerdo a Cedigaz, existen 688 depositos de almacenamiento de gas bajo tierra en el mundo en operaciones, lo que representa una capacidad de trabajo de 377 Billones de metros cubicos de gas (Oil&Gas Journal Julio 2013)
Mas de 2/3 de esas instalaciones se encuentran en Norte America con 414 en USA y 59 en Canada con una capacidad de trabajo combinada de 152 Billones de metros cubicos de gas, lo que representa el 40% de la capacidad mundial (Oil&Gas Journal Julio 2013)
Hay 144 instalaciones en Europa con una capacidad de trabajo de 99 Billones de metros cubicos de gas. (Oil&Gas Journal Julio 2013)
De acuerdo a Cedigaz hay 95 proyectos en construcción mundialmente, que adicionarían 68 Billones de metros cubicos de gas de capacidad de trabajo. La mayoría de esas instalaciones se completarían para 2020-25 (Oil&Gas Journal Julio 2013)
Ademas hay 141 proyectos identificados que están en diferentes estancias de planeación, que adicionarían 85 Billones de metros cubicos de gas adicionales de capacidad de trabajo si se implementan completamente (Oil&Gas Journal Julio 2013)
REFERENCIAS:
Oil and Gas Journal . www.ogj.com Kenneth S. Deffeyes, Hubbert’s Peak. The Impending World Oil Shortage, Princeton
University Press 2009 RBN Energy LLC. www.rbnenergy.com Economist Intelligence Unit (EIU). www.eiu.com/ The Wall Street journal Smart Money. www.smartmoney.com/magazine/ Financial times, www.ft.com The Economist. www.economist.com/ McQuilling service. www.mcquilling.com/
PETROLEO CONVENCIONAL
Las inversiones muy grandes en Petróleo para que sean rentables son mas costosas que las inversiones muy grandes en activos mineros (Financial Times)
El USGS(Servicio Geológico Gringo) estima que los Recursos Geológicos de petróleo convencional a nivel mundial originales eran de 8 a 9 Trillones de barriles y la raza humana ha consumido alrededor de 1Trillon(Oil the next Revolution, Harvard Kenedy School)
En las Américas hay 6,4 trillones de reservas de petróleo sumado el no convencional mientras que en África y medio oriente solo 1,2 Trillones(Oil the next Revolution, Harvard Kenedy School)
Para la EIA en el mundo hay 20.8 Trillones de barriles de petróleo de recursos geológicos convencionales y no convencionales. De los cuales 9 Trillones son de petróleo convencional y condensados(Oil and Gas Journal)
2.3 Trillones son de petróleo súper pesado (<10°API). 2.4 Trillones son de Bitumen, 3.1 Trillones de Shale oil; 2.8 Trillones de Oil shale(kerogeno solido) (Oil and Gas Journal)
Las reservas probadas de petróleo mundial son de 1.523 Billones de barriles de petróleo y las reservas probadas de la OPEC son de 1.113 Billones de barriles de petróleo. (OIl and gas worldwide Production report 2012)
Mundialmente hay aproximadamente 600 cuencas sedimentarias. En alrededor de 160 se encuentra petróleo, pero solo 26 producen significativamente(Fossil fuels)
En 7 cuencas sedimentarias de las 160 se encuentra el 65% del petróleo conocido(Fossil fuels)
Otras 240 cuencas han sido exploradas pero no han arrojado producción significativa comercialmente(Fossil fuels)
Un campo supergigante es el que contiene mas de 5 Billones de barriles. En el mundo hay menos de 40 y tienen el 50% del petróleo mundial(Fossil fuels)
La cuenca sedimentaria Árabe-Iraní en el golfo pérsico contiene 2/3 de los campos supergigantes del mundo(Fossil fuels)
Hay 2 campos supergigantes(mas de 5Billones de barriles) en USA, 2 en Rusia, 2 en México, 1 en Libia, 1 en Algeria, 1 en Venezuela y 2 en China(Fossil fuels)
Desde el primer pozo descubierto en 1859, se han descubierto 50 mil campos, mas del 90% son insignificantes en la producción mundial(Fossil fuels)
Durante el K-T (Cretaceo – Triasico) bajo el mar estaban: Bakken(USA), Alberta(Can), Texas, Mexico, Venezuela, Perú, Colombia, Argentina, Nigeria, Medio Oriente, en fin todas las zonas donde hoy hay petróleo (Atlas M-C coastline) (Catastrophes and lesser calamities)
Un galon de gasolina cuesta en Venezuela US$0,06/galon, en Arabia Saudita cuesta US$0,45/galon, en Kuwait US$0,81, en Egipto US$1,14/galon, en Los Emiratos Arabes Unidos US$1,77/galon en Iran US$2,15/galon, en Nigeria US$2,34/galon, Ecuador
US$1,47/galon, en Malasia US$2,62/galon, en Mexico US$3,22/galon y en USA US$3,29/galon (Oilprice.com)
La EIA pronostica una caída en el precio del petróleo Brent para 2013 a US$108/barril y a US$101/barril en 2014, después de un promedio de US$112/barril en 2012 debido al incremento de la producción no-OPEC. La proyección para el WTI es un promedio de US$92/barril para 2013 y 2014 (Oil and Gas Journal marzo 2013)
Desde 2008 la producción de petróleo en USA ha crecido en 28%. Para 2015 el mayor importador se espera que sea la Unión Europea y para 2020 China (Oil &Gas Journal)
Hoy China consume 9 millones de barriles de petróleo diarios y produce 5 millones.Es importador neto de gas desde 2007 y de carbón desde 2009 (Oil &Gas Journal)
En los primeros 5 meses del año China ha aumentado su demanda de petróleo respecto al mismo periodo del año pasado en 2,6% (The economist)
Japón ha incrementado su consumo de petróleo en 400 mil barriles diarios, para compensar el no funcionamiento de reactores nucleares(The economist 7Julio)
Bombear un barril de petróleo en Arabia saudita cuesta US$2, en el golfo de México US$25 casi lo que cuesta sacar una tonelada de carbón en USA. (Coal, Oil and Natural gas)
Actualmente en el mundo se extraen de aguas profundas 7.2Millones de barriles de petróleo diario. Esta extracción comenzó hace 4 décadas(Oil and Gas Journal)
Hace 15 años habian 20 compañias dedicadas al E&P en aguas profundas, operaciones muy complejas y de alto riesgo. Hoy hay más de 90 compañias en este sector. (Oil and Gas Journal)
En el año 2000 habian al rededor de 500 empresas dedicadas mundialmente a E&P (Exploracion y Producción), en 2011 habian mas de 1000 (Oil and Gas Journal)
Los pozos petroleros de aguas profundas contribuyen con 7,2Mboe/d de los 88Mboe/d mundiales. (Oil and Gas Journal)
En exploración de petróleo y gas a nivel mundial en 2010 se invirtieron US$440 Billones (The Mining Valuation Handbook: Mining and Energy Valuation for Investors and Management )
Oil & Gas Journal estima que en 2012 la producción de petróleo crudo(solo petróleo sin NGL ni biocombustibles, etc) fue de 75.72Millones bpd, 2.9% mas que en 2011(Oil and Gas Journal)
Rusia produjo en promedio en 2012 de solo petróleo crudo 10.45Millones bpd, 1.2% mas que en 2011, Arabia Saudita 9.96 Millones bpd, 6.6%mas que en 2011(Oil and Gas Journal)
USA produjo en promedio de solo petróleo crudo 6.33 Millones bpd, 11.9% mas que en 2011, Canada 3.1Millones bpd, 6.6% mas que en 2011, China 4.08Millones bpd(Oil and Gas Journal)
La OPEC en 2012 produjo de solo petróleo crudo 5% más que en 2011, en promedio 32.1Millones bpd. EAU incremento en 6.1%, Kuwait 10.1% e Irak 8.4%(Oil and Gas Journal)
En 2012 Irán redujo su producción de petróleo crudo en 14.7% respecto a 2011. Qatar disminuyo en 8.4%, Algeria en 5.9%, Angola en 7.1%(Oil and Gas Journal)
Venezuela redujo producción de petróleo crudo en 1% respecto a 2011, Azerbayan redujo en 4.7%, Kazajistán en 2.7%, Siria en 46.6%, Yemen 11.2%(Oil and Gas Journal)
La producción aumento en 2012 en Brasil 0.7% respecto a 2011, Colombia 2.4%, Disminuyo en Mexico 0.6%, Noruega bajo 7.5% y UK 7.3%(Oil and Gas Journal)
Las reservas probadas estimadas en el mundo en 2003 eran de 1.21 Trillones de barriles de petróleo, en 2011 eran 1.469 Trillones bp, en 2012 1.52Trillones bp y en 2013 1,63Trillones bp (Oil and Gas Journal)
Segun la IEA hasta el 2035 habra un aumento en la demanda de energia del 30% y el 60% de esta sera requerida por China, India y medio oriente(Oil &Gas Journal)
REFERENCIAS:
Financial times, www.ft.com Leonardo Maugeri, Oil the next Revolution,The Unprecedented Upsurge of Oil Production
Capacity and What it Means for the World, Harvard Kenedy School 2012. Oil and Gas Journal . www.ogj.com Britanica Educational Publishing, Fossil Fuels, energy: past, present and future, 2012. Tony Hallan, Catastrophes and lesser calamities,the Causes of Mass Extinctions , Oxford
University Press 2005 Oilprice.com. http://oilprice.com/ The Economist. www.economist.com/ Geoffrey M. Horn, Coal, Oil and Natural Gas, Chelsea ClubHouse 2010. U.S. Energy Information Administration, www.eia.gov Victor Rudenno,The Mining Valuation Handbook: Mining and Energy Valuation for
Investors and Management 4th edition, Wiley 2012
"La revolución del shale oil-gas es a la energía como la internet es a la tecnología" Marc Lipschultz de KKR un private equity (forbes)
PETROLEO NO CONVENCIONAL
El primer uso de pozos horizontales con fraking a gran escala se dio en el año 2000 para extraer gas en Texas con la compañía Mitchell Energy(Oil the next Revolution, Harvard Kenedy School)
Desde 1980 los pozos horizontales han sido usados ampliamente. La fracturación hidráulica o fracking fue usada por primera vez en 1947 (Oil the next Revolution, Harvard Kenedy School)
El primer pozo horizontal fue perforado en 1929 en Texon (Texas), en esa época por precio eran inviables y se abandonaron hasta 1980(Oil the next Revolution, Harvard Kenedy School)
Los pozos de shale oil tienen una declinación en el primer año más rápida, entre 10% a 15% mayor que los de shale gas. En las zonas de alta presion en Bakken, una tasa de declinación sobre 90% en el primer año es común (Oil & Gas Financial Journal julio 2013)
En el caso del shale oil o gas, la roca generadora es al mismo tiempo la roca reservorio. En este caso los hidrocarburos no migraron y los hidrocarburos se encuentran en formaciones geológicas extensas y continuas, generalmente muy profundas (RBNenergy.com agosto 2013)
Las formaciones de shale están constituidas de rocas sedimentarias de grano muy fino con muy poca porosidad y tamaño de poros que las hace relativamente impermeables al flujo del gas. Esto es subsanado para su extracción con la fracturación (RBNenergy.com agosto 2013)
Mientras que un pozo convencional la recuperación final puede llegar hasta valores del 90% en los pozos de shale solo llega a 20-30%. Aunque el factor de recuperación es comparativamente mucho mas bajo, la combinación de formaciones continuas y pozos horizontales hacen que cada pozo este en mayor contacto con la formación lo que resulta en mayores tasas de produccion iniciales y mayores recuperaciones finales estimadas por pozo (EUR) o mayor producción acumulada por pozo (RBNenergy.com agosto 2013)
Los pozos de shale en la mayoría de las cuencas productivas, frecuentemente se caracterizan por tasas de producción inicial muy altas, seguidas de un decaimiento pronunciado en la producción en los primeros 2 años (RBNenergy agosto 2013)
Pero a pesar de esta caída en la producción que da la impresión errónea de que fuera desfavorable, es conveniente, ya que la alta tasa de producción inicial y progresiva caída, permite al productor en algunos de los pozos mas productivos como en la cuenca Marcellus, recuperar los costos de perforación en pocos meses, dejando suficiente flujo de caja para moverse a perforar en otras zonas (RBNenergy agosto 2013)
La revolución del shale oil en USA ha convertido a USA en el segundo productor mas grande de gas mundialmente detrás de Rusia y ha aumentado las reservas de gas para 100 años mas con la demanda actual (Bloomberg businessweek junio 2013)
Para desarrollar una sección petrolera de 1 Milla cuadrada se requieren 16 pozos verticales, mientras que con pozos horizontales solo re requiere un pozo vertical multipozo con de 6 a 8 ramales horizontales en diferentes direcciones (RBNenergy.com 2012)
El fracturamiento hidráulico es un proceso de estimulación a presion para crear fracturas en la roca que permiten el flujo de gas o petróleo atrapado hacia el pozo y de allí a la superficie (RBNenergy.com 2012)
Despues de que el pozo es perforado y completado (revestido), una mezcla fluida compuesta de 80% agua, 19.5% arena y ceramica y 0,5% varios químicos es bombeada a presion. La alta presion crea pequeñas fracturas en la roca que cuando la presion es liberada se tienden a cerrar, pero allí entra a trabajar los granos de arena y los quimicos que evitan que estas se cierren (RBNenergy.com 2012)
Aunque un pozo horizontal con fracturamiento hidráulico es más costozo que un pozo convencional, debido a la eficiencia y los mayores volúmenes producidos, el costo de producción por barril es mucho menor. (RBNenergy.com 2012)
Adicionalmente, la producción inicial es mucho mayor por lo que los productores recuperan más rápidamente la inversión. (RBNenergy.com 2012)
Los largos ramales de los pozos horizontales incrementan el area superficial de la formación en contacto con el pozo. Esta expocision incrementa la tasa de producción inicial y el EUR, comparado con los pozos verticales (RBNenergy.com septiembre 2013)
El petróleo no convencional de Alberta Canadá y del Orinoco en Venezuela es el mismo,
solo que en Canadá es sólido por la baja temperatura. Bakken no es la única formación estratigráfica con shale oil, hay 30 formaciones mas en la
zona. (Popular mechanic) Mientras en un pozo convencional la producción se reduce entre 5% y 8% al año, en un
pozo en Bakken (No convencional) se reduce en 65% al año (Popular mechanic) El factor de recuperación del shale oil en Bakken (Dakota del Norte) con la tecnología
actual se estima entre 2.5% y 5% (Oil and Gas Journal) Para un pozo típico en Bakken el 46% del EUR (Estimated Ultimate Recovery: Cantidad
aproximada de petróleo o gas que es potencialmente recuperable de una reserva o pozo) ha sido extraído para el quinto año, el resto en los siguientes 25 años (Oil and Gas Journal)
En Bakken se perforan pozos multilaterales es decir que de un solo pozo vertical se derivan varias ramas horizontales (Oil and Gas Journal)
En el Campo Elm Coulee en Bakken se han hecho 600 pozos con mas de 1000 ramas horizontales las cuales tienen extensiones de hasta 3.5km (Oil and Gas Journal)
En Bakken mientras la taza inicial de producción de un pozo vertical es de menos de 100 bpd, con pozos horizontales sube a entre 200-1900bpd (Oil and Gas Journal)
Al bajar tanto la producción, es necesario perforar mayor cantidad de pozos. El costo por barril en shale oil es alrededor de US$50 (Popular mechanic)
Ghawar en Arabia Saudita tiene una porosidad del 35%. El petróleo extraído en Bakken es liviano y dulce y se empezó a formar en el Devónico (Popular mechanic)
Bakken en su grosor máximo solo tiene 50 metros, pero tiene 65 Mil Km cuadrados de extensión. Tiene una porosidad de tan solo 5%, así que es casi roca solida (Popular mechanic)
Bakken se extiende por los estados de Montana y Dakota del Norte en USA, y Saskatchewan y Manitoba en Canadá (Popular mechanic Julio)
En la próxima década habrán inversiones por mas de US$100 Billones en las arenas bituminosas de Alberta (Canada) (bloomberg)
La formación Bakken en Dakota del Norte (USA) se estima tiene recursos geológicos petroleros de 500 Billones. Una Arabia Saudita en USA (Oil the next Revolution, Harvard Kenedy School)
Los recursos geológicos petroleros de Arabia Saudita se estiman en 700 Billones y en Bakken y Three forks (USA) se estiman en 900Billones(Oil the next Revolution, Harvard Kenedy School)
El 95% de los pozos perforados en USA usan fracking y es responsable del 43% de la producción de petróleo de USA y del 67% de la de gas natural(Oil the next Revolution, Harvard Kenedy School)
3.5 Millones de galones de agua se usan en la fracturación hidráulica o Fracking de un pozo de petróleo. Esto equivale al consumo de un pueblo de 1000 habitantes durante 6 semanas(Popular Mechanic)
American Water Works provee agua a las empresas petroleras que hacen fracking (fracturamiento), en 2011 tuvieron ventas por mas de US$2,7billones(Smart Money)
Algunos de los campos de arenas bituminosas de Canada solo son rentables con precios del petróleo por arriba de 90 dólares (Oil the next Revolution, Harvard Kenedy School)
Los petróleos pesados están constituidos de asfaltenos en más de un 50% del peso. Los recursos totales de petróleo pesado en acumulaciones conocidas llegan a 3.4 Trillones de barriles de petróleo originalmente en el sitio. Los recursos de Bitumen en acumulaciones conocidas llegan a 5.5 Trillones de barriles con 993 Billones de barriles como recursos prospectivos adicionales (USGS 2007)
Estos recursos se encuentran en 192 cuencas con petróleo pesado y 89 cuencas con Bitumen (USGS 2007)
EL Bitumen natural es un petróleo muy viscoso que se encuentra inmóvil en el reservorio y para ser refinado requiere de considerables mejoras. Cuando el bitumen natural es moviel en el reservorio se denomina petróleo extra pesado (USGS 2007)
Venezuela tiene reservas probadas de 300 Billones de barriles de los cuales 1/3 son de crudo extrapesado y un poco mas de 1/3 de crudo pesado(Oil the next Revolution, Harvard Kenedy School)
El crudo extrapesado de Venezuela necesita un precio mínimo de $70 para ser rentable y el crudo pesado necesita mínimo $60 dólares (Oil the next Revolution, Harvard Kenedy School)
La producción de petróleo en USA en 2008 había bajado a 5 Millones de barriles diarios, pero impulsada por el shale oil en 2012 esta en 6 Millones bpd y se espera en 9 Millones bpd en 2020 (Financial times)
EL NCR (national research counsil) de USA en junio concluyo que el fracturamiento hidráulico si causa pequeños sismos (bloomberg)
El NCR además concluyo que la captura de carbono (emitido por carboelectricas e introducirlo a presión bajo tierra)produciría mayores sismos que el fracking (bloomberg)
Un pozo para shale oil y gas es 3 veces más caro que un pozo convencional y esta alrededor de US$7,5Millones. El solo fracking cuesta $2,5Millones (EIU)
La goma guar se ha disparado de precio por su utilización en el fracturamiento de pozos petrolíferos. Un pozo usa 20 Mil libras de goma guar (bloomberg)
En 2009 se aplico fracking a 7000 pozos horizontales en USA, en 2010 a 12.200, en 2011 a 15.100 y en 2012 se proyecta a 18.600(bloomberg)
1/8 barriles del petróleo usados en USA provienen de las arenas bituminosas de Alberta Canada. Se necesitan 2 Toneladas de arenas bituminosas para producir un barril de petróleo.
La no construcción del oleoducto Keystone XL no disminuirá la producción y el crecimiento de las arenas petrolíferas de canada (Oil & Gas Journal)
Podría haber una capacidad adicional de transporte por tren de bitumen entre 50mil y 200mil si los oleoductos no se construyen (Oil & Gas Journal)
EL boom del shale oil de Eagle Ford en Texas y Bakken en Dakota del norte ha bajado la importación de petróleo en USA de 60% en 2008 a 50% hoy (Oil &Gas Journal)
De acuerdo con OEGResources Inc, un pozo en Eagle Ford cuesta US$5.5Millones mientras en Bakken cuesta US$8Millones. EL pozo se hacen entre 2 y 3 semanas(RBN ENERGY)
El costo de transportar por tren petróleo desde Bakken hasta la costa este es de US$18.75 sin incluir el acopio (oilprice. com)
El costo de transportar un barril de petróleo desde el golfo pérsico en un tanquero tipo suezmax hasta la costa este de USA es de US$2.23 (oilprice. com)
EL 25% del petróleo de Bakken (Dakota del norte) es transportado por tren, el 62% por oleoductos y el restante 13% por camión(oilprice. com)
Un pozo en Eagle Ford a menores profundidades y mas fácil fracturación tiene un costo de US$5.5Millones mientras en Bakken US$8Millones(RBN ENERGY)
Entre Enero de 2009 y Sep 2012 los taladros en operaciones de shale oil crecieron de 328 a 1402 de los cuales 82% es para pozos horizontales(Economist Intelligence Unit)
Ante la gran producción de shale oil en USA el petróleo canadiense de arenas bituminosas está sufriendo un gran descuento (Economist Intelligence Unit)
El petróleo de arenas bituminosas de Canada emite 6% mas dióxido de carbono que el petróleo convencional, el cual produce 30% mas CO2 que el gas natural (The economist)
Gente de 127 países diferentes viven en Fort McMurray y trabajan en las arenas bituminosas de Alberta (Canada) (The economist)
Noruega recientemente inauguro la planta piloto mas grande del mundo de captura de carbono(CO2)(Bloomberg 2012)
EL gobierno Noruego invirtió mas de US$1 Billon en la planta que toma el CO2 de las plantas generadoras e industria y lo atrapa bajo tierra(Bloomberg 2012)
Teniendo en cuenta que la emisión de CO2 de Noruega es de las mas bajas del mundo, el CO2 que se atrapa es de los países vecinos(Bloomberg 2012)
Noruega atrapara el CO2 en los vastos reservorios petroleros bajo el mar del norte vaciados por la estatal petrolera Statoil(Bloomberg 2012)
Noruega aprovechara las trabas medioambientales de sus vecinos Holanda, Alemania, etc que no permiten el almacenamiento de CO2 bajo tierra(Bloomberg 2012)
El proceso de captura de carbono adicionalmente beneficiara a Noruega ya que esta inyección de CO2 incrementara la producción de petróleo en sus campos agotados (Bloomberg)
La IEA indica que esta tecnología de captura de carbono puede ayudar a reducir la emisión de CO2 global, tanto, como un 20% (Bloomberg 2012)
EL gobierno Noruego espera importar el CO2 de los países que no hagan las plantas y cobrar por el almacenaje (Bloomberg businessweek)
Texas produce 2 Millones bpd y Dakota del Norte 700mil bpd y en los últimos 4 años su producción se ha incrementado 77% y 273% respectivamente (Oil and Gas Journal)
La producción de petróleo en Dakota del Norte en USA en Nov 2011 era de 505 Mil bpd y en 2012 es de 734 Mil bpd un crecimiento del 45.3% (Oil and Gas Journal)
Statoil ha firmado contratos de alquiler de largo plazo de mas de 1000 vagones cisterna para transportar su petroleo de Bakken hasta la costa del golfo de Mexico (Oil & Gas Journal)
En el año 2009 los trenes en USA trasnportaron 7,5millones de barriles de petroleo. En solo el segundo trimestre de 2012 han movido 36millones(bloomberg)
REFERENCIAS.
Leonardo Maugeri, Oil the next Revolution,The Unprecedented Upsurge of Oil Production Capacity and What it Means for the World, Harvard Kenedy School 2012.
Popular Mechanics. www.popularmechanics.com/ Oil and Gas Journal . www.ogj.com Bloomberg Businessweek, www.businessweek.com Financial times, www.ft.com Economist Intelligence Unit (EIU). www.eiu.com/ RBN Energy LLC. www.rbnenergy.com Oilprice.com. http://oilprice.com/ The Economist. www.economist.com/ U.S. Geological Survey, www.usgs.gov U.S. Energy Information Administration, www.eia.gov
“El petróleo es el excremento del diablo” Juan Pablo Perez Alfonso, ministro de petróleos venezolano que fue uno de los fundadores de la OPEC. (Financial Times)
PETROLEO DE LA OPEC, AFRICA Y ASIA:
En 2012 los países miembros de la OPEP tuvieron ingresos petroleros por mas de US$1 Trillon(US$1052 Billones)( (Financial Times febrero 2013)
En términos reales, ajustando la inflación, los ingresos petroleros de los países de la OPEP en 2012 son los mas altos de la historia, superando los picos de los periodos 1973-74 y 1979-81 (Financial Times febrero 2013)
El medio oriente tiene el 50% de las reservas de petróleo convencional mundiales y produce el 30% del petróleo mundial. USA tiene el 1,5% de reservas convencionales y produce el 10%(Fossil fuels)
Los países del golfo pérsico, Venezuela y Rusia tienen tasas de extracción de tan solo 20%. Esto significa que de 100 barriles de recursos geológicos son capaces de extraer solo 20 barriles(Oil the next Revolution, Harvard Kenedy School)
IRAN:
Irán necesita invertir en su sector petrolero mas de US$180 Billones entre 2011-2015 para mantener su producción y adicionar nuevas capacidades (Oil the next Revolution, Harvard Kenedy School)
La empresa de tanqueros Iraní tiene 44 tanqueros y es la octava flota en capacidad de transporte de petróleo del mundo(Financial times Junio 2012)
EL embargo contra Irán consiste en no vender los seguros a los tanqueros extranjeros que transportan el petróleo Iraní. Se estima reducción de 400mil bpd (Financial times Junio 2012)
Las empresas petroleras Iranies incluyen: NIOC (National Iranian Oil Company), NITC (National Iranian Tanker Co.), National Iranian Gas Co y National Iranian Oil Refining and Distribution (Oil and Gas Journal marzo 2013)
Iran es reacea a disminuir su produccion por el temor de causar daño a los pozos petroleros, pero necesita almacenar el petroleo que no puede vender, y utilize 2/3 de su flota de tanqueros para almacenarlo (Oil and Gas Journal marzo 2013)
Expertos internacionales estimas que Iran tiene capacidad para almacenar 14 Millones de barriles en depósitos en tierra y un poco mas de 50 Millones en tanqueros en el mar (Oil and Gas Journal marzo 2013)
El segundo importador de petróleo Irani después de China, es la India, la cual planea parar la importación de crudo Iraní desde el próximo mes para evitar perder la cobertura de seguros de sus refinerías (Financial Times marzo 2013)
Japon y Corea del Sur otro de los dos grandes compradores de petróleo Iraní planean reducir aun mas sus importaciones desde abril (Financial Times marzo 2013)
Esta convinacion de reducciones forzaría al gobierno de Iran cuyos ingresos dependen en un 50% del petróleo, a reducir aun mas su producción, la cual ha caído a sus niveles mas bajos en casi 25 años (Financial Times marzo 2013)
El gobierno Iraní en su primer calculo oficial del impacto de las sanciones, predijo que sus ingresos se reducirían en un 40% en el próximo año fiscal que comienza el 21 de marzo (Financial Times marzo 2013)
Se estima que las exportaciones de petróleo Iraní caerían a entre 0.9-1.06 Millones de barriles diarios, una marcada caída desde los niveles previos a las sanciones de 2.5 Millones de barriles diarios (Financial Times marzo 2013)
Las importaciones de petróleo Iraní por parte de India eran de cerca de 330 Mil barriles diarios en la etapa reciente, representando un cuarto de las exportaciones de Iran que habían caído a 1.3 Millones de barriles diarios (Financial Times marzo 2013)
Ejecutivos de la industria advierten que el gobierno de Nueva Delí (India), podría intervenir y proveer una garantía soberana a las aseguradoras, para evitar el impacto de las sanciones de la Union Europea (Financial Times marzo 2013)
Seul y Tokio reducirán sus compras con el inicio del año fiscal en abril, como parte de su plan en curso de reducir las importaciones de Iran cada 6 meses entre 5% y 15% para satisfacer a Washington y Bruselas (Financial Times marzo 2013)
IRAK:
Se estima que Irak puede tener en reservas aun no descubiertas alrededor de 200 Billones de barriles, a lo que se le sumaria que en Irak la tasa de recuperación es de menos del 15% (Oil the next Revolution, Harvard Kenedy School)
En Irak nunca se ha usado sísmica 3D, ni pozos horizontales, ni fracturamiento hidráulico (Fraking) por lo que está casi inexplorado. (Oil the next Revolution, Harvard Kenedy School)
Durante toda la historia petrolera en Irak se han perforado 2300 pozos, en contraste con tan solo Texas donde se han perforado casi 1Millon de pozos(Oil the next Revolution, Harvard Kenedy School)
Recientes reportes indican que el primer ministro iraki considera quitarle los contratos a Exxonmobil y darcelos a Gazprom de Rusia (oilprice. com noviembre 2012)
El petroleo Iraki quedaria dividido el norte(kurdistan) a las empresas occidentales y el centro y el sur iraki a Rusia e Iran (oilprice. com noviembre 2012)
Rusia mueve sus fichas ante contratos dados a empresas occidentales en Kurdistan que disminuirian dependencia europea de hidrocarburos Rusos(oilprice. com noviembre 2012)
EL Kurkistan iraki tiene reservas estimadas de 45 Billones de barriles de petroleo y 6 Trillones de pies cubicos de gas (oilprice. com noviembre 2012)
Se estima que el potencial de Kurdistan es poder exportar 1 Millon de barriles de petroleo diarios para 2015 (oilprice. Com noviembre 2012)
De las exportaciones de petroleo de Irak 170 Mil bpd provienen de Kurdistan, donde la petrolera turca General Energy produce 110 Mil bpd(oilprice. Com noviembre 2012)
Irak en Julio sobrepaso la producción estimada de 3 Millones bpd, el nivel mas alto desde la guerra del golfo en 1990 de acuerdo a la EIA (Oil & Gas Journal Octubre 2012)
El pozo super gigante Iraki, Rumaila produce mas petroleo que todas las instalaciones Inglesas en el mar del norte (Financial Times Dic 2012)
Irak en 2012 aumento su produccion en 650mil bpd, el mayor aumento anual en produccion en 14 años, llegando a 3.35 Millones bpd (Bloomberg)
Irak espera lograr llegar a 3.7millones bpd en 2013 y en algun momento llegar a su produccion maxima de 1979 de 3.8 Millones bpd(Bloomberg)
CNPC (China National Petroleum Corp) opera tres campos al sur de Irak, produciendo 1.4 Millones de bpd alrededor del 50% de la producción Iraquí. China y Malasia tienen los mayores contratos en Irak (Bloomberg enero 2013)
Una de las mayores empresas petroleras Chinas compraría la participación de ExxonMobil en el campo West Qurma 1, que tiene reservas valoradas en US$50 Billones (Bloomberg enero 2013)
Se cree que la subsidiaria de CNPC que esta listada en Hong Kong, PetroChina estaría en negociaciones con ExxonMobil. Y la participación de Statoil en West Qurma 2 tambien seria adquirida por los Chinos (Bloomberg enero 2013)
Seguna la IEA estima que para 2035 Irak producirá 8 Millones de bpd y el 80% de esa producción tendrá como destino China (Bloomberg enero 2013)
Irak es la decima reserva mundial de gas con 126.7 Trillones de pies cubicos, aun asi no es un productor significativo de este producto. Sus mayores reservas de gas están en el sur del país en la provincia Shiita de Basra (Oil and Gas Journal marzo 2013)
Irak usa parte de su gas para reinyección en pozos petroleros y para generación eléctrica pero gran parte es quemado por falta de infraestuctura para aprovecharlo. (Oil and Gas Journal marzo 2013)
Se estima que por esta quema le cuesta al país cerca de US$5 Millones diarios, como también el costo de oportunidad al usar petroleo mayoritariamente para generación eléctrica en vez gas (Oil and Gas Journal marzo 2013)
La producción Irakí disminuida por las guerras, las sanciones y la negligencia por años se espera que se duplique a mas de 6 Millons bpd para 2020 de acuerdo a la IEA y que para 2030 sea el segundo mayor exportador de petróleo mundial después de Arabia Saudita (Financial Times marzo 2013)
El Kurdistan Irakí con una producción de petróleo actualmente alrededor de 200 Mil bpd, se espera crezca a 1 Millon bpd para 2015 y 2 Millones bpd para 2019, todo un estado petrolero (Financial Times marzo 2013)
Los campos petroleros más grandes del Kurdistan Irakí actualmente son Tawke, Taq Taq y Shaikan. “El Kurdistan es el capital para la exploración petrolera mundial” dice Tony Haywar, ex-ejecutivo de la BP y actual ejecutivo de Genel Energy, la productora independiente mas grande en la región (Financial Times marzo 2013)
NIGERIA:
En Nigeria la petrolera TOTAL estaba lista para invertir US$20.000 millones en 2010. Sera que la inversión no llega a países con conflictos armados??
Cuando el petroleo fue descubierto en Nigeria por la SHELL, el país tenía una industria creciente y una saludable economía agraria (Crude world)
Senegal que exporta nueces y pesca tiene un PIB per cápita mayor al de Nigeria que es el primer exportador de petróleo de África (Crude World)
Cuando gran cantidad de dinero extranjero entra a una economía exportadora, la moneda local se fortalece. Las Importaciones se tornan baratas y las exportaciones se tornan caras(Crude world)
La entrada masiva de capital foráneo produce enfermedad holandesa, se quiebra el sector exportador. Ocurrió en Holanda en los años 60’s por ganancias de gas de la explotación del depósito Groningen en el mar del norte. (Crude world)
Partiendo del petróleo, en Nigeria se dieron guerras por religión, etnicidad, cultura, que dejaron hasta los 90's mas de 2 millones de muertos en Nigeria (Crude World)
Asari luchaba contra la misma alianza Shell y gobierno que décadas atrás había matado a Wiwa (un activista Nigeriano). Igual Asari recibía dinero de la Shell para no ser atacados por él (Crude world)
En 2001 el slogan de Asari era: "Control de los recursos y autodeterminación por cualquier medio necesario" que significaba guerra (Crude World)
En 2004 Port Hartcourt donde están los mayores pozos petroleros en Nigeria era una visión infernal de madmax o la guerra de los mundos, cráteres, niños armados, etc (Crude world)
"En todo caso(violencia, secuestros, robo de combustible)no es el mayor problema del sector petrolero Nigeriano, sino la incertidumbre regulatoria"(Harvard business Review)
Nigeria esta entre los 10 mayores productores de petroleo del mundo,pero se ve forzada a importar el 80% de sus necesidades de combustibles(Financial Times)
Nigeria debido a malos manejos, los robos, etc sus refinerias solo trabajan a menos del 30% de su capacidad de produccion (Financial Times)
A principios del mes de Noviembre de 2012 fue secuestrada la madre de la ministra de finanzas de Nigeria y en comunicados la forzaban a renunciar(Financial Times)
La corrupción en Nigeria ha producido contratos entre políticos Nigerianos y las multinacionales que le han costado un detrimento de mas de US$29 Billones en la ultima década a Nigeria (Financial Times)
Diariamente se roban 250 mil bpd en Nigeria (Financial Times) Segun el libro Crude world de 2009 el 20% del gas asociado quemado en el mundo se
daba en Nigeria. (Crude world) Segun un reporte del banco mundial y la ONU, Nigeria ha quemado 2,5 billones de pies
cubicos de gas diarios liberando 70 Millones de Toneladas de CO2/año(Crude world)
En USA se quema menos del 1% del gas asociado al petroleo en los pozos. En Nigeria en 2009 se quemaba mas del 55% del gas asociado (Crude world)
Despues de 50 años de produccion de petroleo en Nigeria, esta aun tiene mas de 37 Billones de barriles de reservas de petroleo dulce y ligero (Financial times)
La infraestuctura energética en Nigeria es tan precaria que solo tiene entre 3,5 y 4 GWatts de capacidad instalada de producción de energia comparado con los 8 GWatt de solo la ciudad de Nueva York (Financial times 2012)
Anualmente en africa se queman 35 billones de metros cubicos(Bmc) de gas. Un metro cubico = 35,31 pies cubicos(pc) por lo tanto 35 Bmc = 1236Bpc (financial times)
Teniendo en cuenta que en USA 1MBTU(1 Millon de BTU(British Termal Unit) vale $2,5 y 1MBTU=970pc(pies cubicos) y en africa se desperdician quemando 1236Bpc...
Esto significa que 1236Bpc(Billones de pies cubicos)=1,27BMBTU(billon de millones de BTU), y como 1MBTU=US$2,5 entonces 1,27BMBTU=US$3,2billones
Y en Nigeria que quemaba antes de 2009 al dia mas o menos 2.5Bpc eso es igual a 2,77MMBTU a US$2,5 significa que diariamente en Nigeria se quemaban casi US$7 Millones y eso que la cuenta se hace a los US$2,5 que esta el gas en USA, pero en Europa esta mucho mas caro, por encima de los US$10, asi que Nigeria al dia quema un dineral en gas
La cifra segun Financial Times es que Nigeria en 2011 quemaba al dia 1,41Bpc asi serian US$3,64millones al dia, que sigue siendo mucho dinero
A precio europeo donde el gas natural esta arriba de 11 dolares en Nigeria se queman en la atmosfera US$15,5millones diarios
La producción de petróleo en Nigeria ha caído a menos de 1.9 Millones bpd, la producción mas baja desde 2009, cuando llego al minimo en 20 años de 1.5 Millones bpd (Financial times agosto 2013)
En Nigeria el Petroleo representa el 80% de los ingresos fiscales y el presupuesto del 2013 se hizo con ventas de 2.5 Millones bpd (Financial times agosto 2013)
Los secuestros de trabajadores petroleros y ataques terroristas a los oleoductos se redujeron drásticamente desde 2009, cuando se persuadió a mas de 26000 milicianos a desarmarse a cambio de pagos mensuales, los cuales continúan (Financial times agosto 2013)
Mientras la violencia no ha retornado, el robo de petróleo ha crecido como una grande y muy lucrativa empresa, que tienen involucrados oficiales muy bien conectados y personal de seguridad (Financial times agosto 2013)
Mas de 150 Mil bpd son reportados como robados diariamente, con una parte alimentando refinerías ilegales en el delta del rio Niger y otra gran parte llevada a destinos tan lejanos como asia. (Financial times agosto 2013)
Nigeria ha perdido US$10.9 Billones en ingresos potenciales debido al robo de combustibles y el sabotaje de 2009-2011. En 2012 se estima que las perdidas se incrementaron en US$1 Billon mensuales, de acuerdo al gobierno (Financial times agosto 2013)
Con los nuevos hallazgos petroleros en el este de africa en Gana y Mozambique, significa que las compañías petroleras tienen mas alternativas para inversión que años atrás y de esta manera países como Nigeria con grandes problemas de seguridad pueden ser evitados (Financial times agosto 2013)
RUSIA:
En Rusia en 2011 se exportaron 7.1 Millones bpd que incluyen todo tipo de liquidos de petróleo. De estos 4.8 Millones son de petróleo crudo. El 80% del petróleo Ruso se exporta por oleoductos de la empresa monopolio del estado Transneft (EIA)
Rusia representa cerca del 13% de la producción mundial de petróleo, 22% de la producción No-OPEC y 12% de las reservas probadas fuera del medio oriente (Wheel of Fortune: the battle for oil and power in Russia)
Rusia produce 10 Millones de barriles equivalentes de petróleo de gas natural. Rusia exporta 3/4 de su producción de petróleo y consume 2/3 de su producción de gas internamente (Wheel of Fortune: the battle for oil and power in Russia)
De esta manera en la industria energética de Rusia, se caracteriza porque el petróleo genera las ganancias en la exportación y paga las cuentas en el exterior, mientras el gas subsidia la economía internamente (Wheel of Fortune: the battle for oil and power in Russia)
En 2001 el petróleo representaba el 34% de las exportaciones Rusas, en 2011 representaba el 52% y las exportaciones de gas representan un 12% adicional. El petróleo y el gas en 2001 representaban el 20% de los ingresos tributarios, y para 2011 el 49% (Wheel of Fortune: the battle for oil and power in Russia)
Para 1987 Rusia producía 11.4 Millones de barriles diarios y para 1996 solo producía 6 Millones de barriles de petróleo diarios (Wheel of Fortune: the battle for oil and power in Russia)
Para después de 1991 el estado siguió con el monopolio del gas y la energía eléctrica, pero el petróleo se privatizo, solo los recursos bajo tierra continuaron siendo del estado y la red de oleoductos (Wheel of Fortune: the battle for oil and power in Russia)
Para 2002 la producción se había empezado a recuperar obstensiblemente, con un crecimiento anual del 10%, logrado principalmente por las compañías privadas que controlaban el 83% de la producción para ese año (Wheel of Fortune: the battle for oil and power in Russia)
Entre las principales compañías privadas que llevaron nueva tecnología y nuevos tipos de administración a la industria petrolera rusa estaban Yukos y Sibneft, comandadas por Mikhail khodoskovsky y Roman Abramovich (Wheel of Fortune: the battle for oil and power in Russia)
Cuando parecía que el mercado petrolero Ruso había sido completamente liberalizado apareció una nueva compañía estatal en escena, Rosneft, y junto con ella aumentaron los impuestos a las empresas petroleras privadas (Wheel of Fortune: the battle for oil and power in Russia)
El sistema tributario Ruso se queda con el 90% de las ganancias de las compañías petroleras, el mayor cobro a nivel mundial (Wheel of Fortune: the battle for oil and power in Russia)
La formacion Bazhenov en la Siberia Rusa se encuentra a 2 Mil Millas de Moscu. Los expertos estiman que esta formación de shale oil podría tener 100 Billones de barriles de petróleo recuperables, lo que seria 5 veces el petróleo recuperable de la formación Bakken en USA (Financial Times septiembre 2013)
En 2010 el ministro de energía de Rusia advirtió que si no se dan grandes cambios en la política petrolera rusa la producción para 2020 podria caer a 7.7 Millones bpd desde 10.1 Millones bpd en 2010. El shale oil se ve como la salvación para Rusia (Financial Times septiembre 2013)
Entre las formaciones mas prometedoras para el shale oil desde de las de USA, están actualmente Vaca Muerta en Neuquen (Argentina) y la cuenca Sichuan en China (Financial Times septiembre 2013)
Pero en términos de tamaño, Bazhenov eclipsa a todas las formaciones de shale conocidas hasta ahora, ya que es mas grande que las siguientes 10 a 15 formaciones gigantes de shale en el mundo combinadas (Financial Times septiembre 2013)
Casi todas las grandes compañías rusas están explorando Bazhenov, entre ellas, Rosneft, Gazprom Neft, Surgutneftegaz y Lukoil. En 2012 Rosneft y ExxonMobil formaron una asociación para explorar en Bazhenov (Financial Times septiembre 2013)
Los impuestos en Rusia son muy altos en la industria petrolera. Por cada barril de US$110 extraido de los Urales, el productor paga US$55 en impustos de exportación y US$23 en impuestos de extracción, dejándole al productor solo US$22 por barril (Financial Times septiembre 2013)
Bazhenov fue descubierto en 1959 por el geólogo siberiano Fabian Gurari. La roca formadora de esta formación es la misma que genero las reservas como el Campo Samotlor que impulso la industria petrolera rusa en los 70’s (Financial Times septiembre 2013)
La producción petrolera de Rusia creció 35% entre 2001 y 2005 pero solo un 5% dentre 2006 y 2010, a pesar de haberse cuadruplicado la inversión en el mismo periodo (Financial Times septiembre 2013)
Gazprom bombea un sexto de todo el gas bombeado en el mundo pero en comercio de LNG solo se situa en el puesto 20 a nivel mundial (The Economist marzo 2013)
Aunque Rusia actualmente es el productor numero uno de petróleo del mundo y el segundo productor mundial de gas detrás de USA, sus reservas con una producción como la actual solo alcanzan para 20 años, mientras que las de Arabia saudita en las mismas condiciones demoran 70 años y las de los Emiratos Arabes Unidos 90 años (Bloomber businessweek septiembre 2013)
En 2012 las exportaciones de petróleo y gas en Rusia representan el 70% de las exportaciones comparado con tan solo el 50% a mediados de los 90’s, adicionalmente representan el 17% del PIB (Bloomber businessweek septiembre 2013)
Gazprom es la compañía de gas mas grande del mundo y abastece el 25% del gas consumido en Europa, además representa el 14% de la capitalización del mercado de capitales ruso (Bloomber businessweek septiembre 2013)
ESTRECHO DE ORMUZ:
35% del petróleo transportado en tanqueros en el mundo pasa por el estrecho de Ormuz, equivale a 17 Millones bpd (financial times)
100% del petróleo Iraní pasa por el estrecho de Ormuz. 100% del petróleo de Qatar, 100% del de Bahréin, 87% del de Irak, 45% de UAE (Emiratos Árabes Unidos), 100% del petróleo de Kuwait y 40% del de Arabia Saudita(financial times)
EL oleoducto Habshan-Fujairah en Emiratos Árabes Unidos tiene capacidad de transportar 1.5Mbpd evitando el estrecho de Ormuz(financial times)
El 82% del oil importado en Japón pasa por el estrecho de Ormuz. 74% del importado por Corea del sur, 63% del importado por India, 42% del importado por China, 16% por USA y 5% del importado por Alemania (financial times)
Actualmente hay oleoductos totalmente operacionales que evitan el estrecho de Ormuz con capacidad de transportar 6,5Mbpd (financial times)
Por el estrecho de Ormuz además pasa en tanqueros cerca de 2 Trillones de pies cúbicos por año de LNG(gas natural licuado) o 20% del LNG mundial(financial times)
En promedio diariamente pasan por el estrecho de Ormuz 13 súper tanqueros de petróleo (financial times)
COSTA ESTE AFRICANA:
El Este de Africa tiene un potencial de 28 Billones de barriles de petróleo recuperable, 440 Trillones de pies cubicos de gas y 14 Billones de barriles de gas naturalmente licuado (NGL)(Oilprice.com noviembre 2012)
En Sudan hay 5 Billones de reservas probadas de petróleo Oilprice.com noviembre 2012) Se han dado hallazgos gasíferos en Mozambique suficientes para suplir el consumo de gas
de Alemania, UK, Francia e Italia por 15años(oilprice. com) En el primer cuarto de 2013 se ofrecerán 12 nuevos bloques para exploración en
Mozambique. 3 de ellos en Rovuma (oilprice. com) La cuenca Rovuma en Mozambique tiene 130 Trillones pc de gas descubiertos por
Anadarko y ENI. El gobierno estima que hay otros 150Trillones de pc por descubrir (oilprice. com)
Mozambique espera convertirse en exportador de LNG cuando antes era importador neto de hidrocarburos. Espera proveer energía barata (oilprice. com)
En Mozambique el 80% de la población no tiene acceso a la energía eléctrica. Esperan empezar a exportar LNG en 2018 (oilprice. com)
Mozambique requiere inversiones mínimas de US$20billones para montar una infraestuctura basica para empezar a exportar sus hidrocarburos(oilprice. com)
Los importantes descubrimientos de hidrocarburos en Marzo 2012 en Kenya lo ponen en el mapa petrolero mundial. (oilprice. com)
Las ambiciones de Kenya se reflejan en el proyecto Lamu Port-South-Ethiopia(LAPSSET) que costaria 2/3 del PIB Kenyano. (oilprice. com)
El proyecto LAPSSET incluye un oleoducto de 2000Km, una refineria en Lamu Kenia, trenes, autopistas y un puerto en Lamu (oilprice. com)
En tanzania se han encontrado reservas de 33 Trillones de pc (trillones de pies cubicos) de gas costa afuera. (oilprice. com)
En Uganda se descubrieron 2.5 Billones de barriles de petroleo en 2006 y anunciaron 1 Billon mas descubiertos en Agosto en nuevos pozos (oilprice. com)
En Sudan del Sur que se independizo en 2011 se encuentra el 80% de las reservas Sudanies que se estiman en 6.7Billones de barriles(oilprice. com)
En el autodeclarado Somaliland que se independizo de Somalia en 1991 tres petroleras empezaran a explorar en busca de petroleo en 2014(Financial times)
En el autodeclarado Somaliland que se independizo de Somalia en 1991, tres petroleras empezaran a explorar en busca de petroleo en 2014(Financial Times)
NORTE DE AFRICA:
ARABIA SAUDITA:
Arabia Saudita consumio en 2012 aproximadamente 3 Millones bpd, casi el doble que en el año 2000, debido al crecimiento industrial y los precios subsidiados. Mucha de la energía eléctrica en Arabia Saudita es con plantas generadoras a partir de petróleo (EIA)
Durante los meses de verano las plantas productoras de energía eléctrica consumen cerca de 1 Millon bpd. Khalid Al Falih advierte que el consumo interno podría llegar a 8 Millones bpd para 2030 sino hay mejoras en la eficiencia de producción de energía eléctrica (EIA)
Estimados de Platt en 2006 aseguraban que en Arabia Saudita la tasa de declinación de los campos existentes es de entre 6-8% al año, lo que significa que Saudi Aramco requiere adicionar cada año 700 Mil bpd a su producción para compensar las declinaciones naturales (EIA)
Saudi Aramco asegura que la tasa de declinación es de solo 2-3%/año y tiene un presupuesto de entre US$20-30 Billones para los próximos 5 años, contrarrestar y mantener la capacidad de producción actual en los niveles conocidos (EIA)
El petróleo de Arabia Saudita es cerca de 60-70% considerado liviano y cerca del 25% es considerado de grado medio, con el restante en el rango de los petróleos pesados. Los petróleos livianos en Arabia son extraidos en tierra firme y los pesados offshore (EIA)
Saudi Aramco opera la planta de procesamiento y estabilización de petróleo mas grande del mundo, en Abqaiq, al oriente del país, con una capacidad de 7 Millones bpd (EIA)
Esta planta separa el gas del petróleo, tiene etapas de desulfurizacion, y extensos oleoductos que transportan el petróleo a los diferentes puertos de Ras al-Juaymah, Ras Tanura y Yanbu (NGL) (EIA)
Cerca de dos tercios del petróleo Saudita se procesa en esta planta antes de ser exportado o entregado a las refinerías (EIA)
Arabia Saudita tiene una capacidad de refinación de 2.1 Millones bpd. Actualmente están en construcción nuevas refinerías como la Saudi Aramco Total Refining and Petrochemical Company (SATORP) en Jubail que tendrá una capacidad de 400 Mil bpd y estará en funcionamiento a finales de 2013 (EIA)
La refinería Yanbu Aramco Sinopec Refining Company (YASREF) en asocio con la China Sinopec procesara otros 400 Mil bpd en Manifa y entrara en operaciones en 2014 (EIA)
Tambien esta desarrollando otra refinería de 400 Mil bpd en Jazan al sur occidente del país que entraría en operaciones en 2016 (EIA)
Arabia Saudita adicionalmente tiene una capacidad de refinación en el exterior del país de 2 Millones bpd a través de asociaciones con empresas en USA, China, Corea del Sur, Japon y Filipinas. (EIA)
El precio del barril de petroleo necesario para cubrir requerimientos presupuestales de Arabia Saudita salto de US$68 en 2010 a US$110 en 2015(Financial Times)
Comienza operaciones planta petroquímica Saudi Petrochemical que transformara 43 Mil bpd en etileno, polietileno, propileno, polipropileno, poliestireno(Oil & Gas Journal Octubre)
En 2009 debido a la caída en el consumo de petroleo en USA debido a la crisis financiera y el incremento de la producción local, por primera vez Arabia Saudita importo mas petróleo a China que a USA(Oil and Gas Journal marzo 2013)
En 2009 Arabia Saudita dejo de cotizar su petróleo exportado a USA con la referencia WTI y lo empezó a cotizar con la referencia ASCI (Argus Sour Crude Index) (Financial Times Nov 2009)
El ASCI es una mezcla de tres petróleos de grado medio y agrios del golfo de Mexico (MARS, Poseiden y Southern Green Canon). Estos petróleos se cotizan en relación a los precios internacionales del Brent, lo que implica que son mas costosos que el WTI (RBN energy.com nov 2012)
En noviembre de 2012 el ASCI tuvo promedios de US$103/barril mientras el WTI tuvo promedios de US$86,75/barril (RBN energy.com nov 2012)
CHINA: China va en la ruta de producir suficiente petróleo fuera de sus fronteras tanto para
rivalizar miembros de la OPEC como Kuwait o los Emiratos Arabes Unidos, después que la compañía estatal invirtiera mas de US$35 Billones comprando rivales en 2012 (Financial Times febrero 2013)
Seguna la EIA la compañías estatales de petróleo de China producirían 3 Millones bpd fuera de China para 2015, casi el doble que lo que producían en 2011, que era 1.5 Millones bpd (Financial Times febrero 2013)
Compañias estatales Chinas como CNOOC y Sinopec han invertido en compras y fusiones mas de US$92 Millones desde 2009, en países como Angola y USA, de acuerdo a Dealogic (Financial Times febrero 2013)
Analistas de la EIA indican que las compañías petroleras Chinas generalmente venden el petróleo que producen en el extranjero en los mercados internacionales en vez de embarcar el petróleo crudo a China (Financial Times febrero 2013)
China consume el 10% del petróleo mundial y representa el 40% del crecimiento global de la demanda (Financial Times febrero 2013)
En los últimos meses la capacidad de refinación de China ha aumentado considerablemente, convirtiéndola en exportadora de productos refinados. (Financial Times febrero 2013)
China aumento su capacidad de refinación en 300 Mil bpd en el 4 trimestre de 2012 y estima expandirla en otros 300 Mil bpd en 2013 (Financial Times febrero 2013)
Las actuales medidas para determinar el consumo de petróleo de China, basadas en el petróleo entrante y los productos refinados salientes ya no muestran la realidad del consumo Chino (Financial Times febrero 2013)
Actualmente, Arabia Saudita representa un cuarto del petróleo importado por China (Oil and Gas Journal marzo 2013)
En 2013 se espera que las importaciones Chinas de petróleo Saudi crezcan 11% un aumento en 120 Mil bpd para llegar a 1.17 Millones bpd. Este incremento se debe a los esfuerzo Chinos por reemplazar el petróleo Iraní a un proveedor mas estable (Oil and Gas Journal marzo 2013)
Las islas en disputa entre China y Japon, Senkaku(japones) o Diaoyu(chino) se estiman reservas d 100Billones bp(barriles de petróleo) y 1-2Trillones pc de gas(Bloomberg)
Los directivos e ingenieros Chinos usualmente ganan salarios que son un cuarto de los pagados por las empresas occidentales (Bloomberg enero 2013)
INDIA: El gas natural representa el 10% de la canasta energética India, comparado con el 24% de
promedio mundial. India tiene una dependencia del petróleo importado mayor al 80% de su consumo (Oil and Gas Journal marzo 2013)
La gran dependencia del petróleo importado por parte de India, las preocupaciones medioambientales, la crisis energética y el descenso en producción de gas en la cuenca Krishna Godavari, han revivido la construcción del oleoducto TAPI (Turkmenistan-Afganistan-Pakistan-India) (Oil and Gas Journal marzo 2013)
Un reporte reciente de la federación de cámaras de comercia de India y PricewaterhouseCoopers estima que para 2031-32 India tendrá una dependencia de petróleo importado de entre 91-94% y de 40-50% de gas y carbón (Oil and Gas Journal marzo 2013)
El gasoducto TAPI tendría una extensión total de 1680 Km, con 144 Km en Turkmenistan, 735 Km en Afganistan y 800 Km en Pakistan. (Oil and Gas Journal marzo 2013)
De los 90 Millones de metros cubicos diarios que transportaría el TAPI, India y Pakistan tomarian 38 Millones de metros cubicos y Afganistan 14 Millones de metros cubicos (Oil and Gas Journal marzo 2013)
Con reservas provadas de 16 Trillones de metros cubicos de gas el campo Galkynysh en Turkmenistan produciría 411.173 Billones de metros cubicos por año durante 30 años (Oil and Gas Journal marzo 2013)
El gasoducto TAPI tiene un costo estimado entre US$7.6 billones y US$10 Billones, bajo estrictos controles de gastos ya que estos costos no incluyen los costos en seguridad (Oil and Gas Journal marzo 2013)
India importa 82% del petróleo que demanda, la mayoría del golfo pérsico. Cada dólar de incremento por encima del precio del petróleo presupuestado, suma US$1Billon adicional mas al gasto en energía (Financial times septiembre 2013)
Se estima que la importación de petróleo de india crezca otro 10% para 2031, llegando a una dependencia de las importaciones del 90% (Financial times septiembre 2013)
India es el cuarto mayor consumidor de energía del mundo, detrás de China, USA y Rusia. El consumo de energía creció en India en 2012 en 5.1% (Financial times septiembre 2013)
KAZAKHASTAN:
La compañía nacional de petróleo de Kazakhastan(KazMunaiGaz) proyecta alcanzar una producción de 90 Millones Ton/año(1Ton=7barriles) para 2015(Oil & Gas Journal Octubre)
Kazakhastan producía en 2010 80MTon/año. Para 2020 esperan producir 130MTon/año. 80Millones de Toneladas/año = 1.5Mbpd. 90MTon/año=1,7Mbpd. 130MT/año =2,5Mbpd (Oil & Gas Journal Octubre)
Kashagan uno de los yacimientos de petróleo mas grandes descubiertos en las ultimas décadas, fue descubierto hace 13 años en el mar caspio en Kazahastan y desarrollado a costos cercanos a los US$50Billones empezó a producir este mes (Financial times septiembre 2013)
El consorcio que lo explota esta conformado por ExxonMobil, Shell, Total, Eni, Inpex, KazMunaizGaz y PetroChina. Los mayores inversores cada uno han invertido mas de US$8Billones, lo que hace que sus retornos dependan de los precios del petróleo (Financial times septiembre 2013)
Los retornos en Kashagan serian de 10% con el petróleo a US$85/barril, lo que es muy bajo para las expectativas de las grandes petroleras cuando iniciaron el proyecto (Financial times septiembre 2013)
OFERTA Y DEMANDA:
En febrero la EIA reporto que el CEO de Saudi Aramco, Khalid al-Falih, advirtió que debió al aumento del consumo interno de energia en Arabia Saudita, podría llegar a una disminución en sus exportaciones para finales de la década, de 3 Millones bpd si no se cambian las tendencias actuales (Huffingtonspost.com marzo 2013)
Ademas de la disminución de las exportaciones debido al consumo interno creciente en Arabia Saudita, China podría aumentar su consumo de petróleo en 2/3 del consumo actual, lo que significaría un consumo adicional para finales de década de mas de 6 Millones bpd (Huffingtonspost.com marzo 2013)
REFERENCIAS:
Leonardo Maugeri, Oil the next Revolution,The Unprecedented Upsurge of Oil Production Capacity and What it Means for the World, Harvard Kenedy School 2012.
Financial times, www.ft.com Britanica Educational Publishing, Fossil Fuels, energy: past, present and future, 2012. Oil and Gas Journal . www.ogj.com Oilprice.com. http://oilprice.com/ Bloomberg Businessweek, www.businessweek.com Peter Maass, Crude World, the violent twilight of oil, A Knopf book 2009. Mohamed Abbel-Aziz Younes, Crude Oil Exploration in the World, InTech 2012 The Economist. www.economist.com/ Huffingtonspost.com, www.huffingtonpost.com/ U.S. Geological Survey, www.usgs.gov U.S. Energy Information Administration, www.eia.gov
PETROLEO EN OCCIDENTE:
ESTADOS UNIDOS:
Se estiman reservas probadas en USA de 29 Billones de barriles de petroleo(Oil the next Revolution, Harvard Kenedy School)
En 2007 se estimo que en USA hay recursos geológicos de 1124 Billones de barriles, de los cuales con la tecnología actual se podrían recuperar 374Billones (Oil the next Revolution, Harvard Kenedy School)
De los 9 Trillones de barriles de recursos geologicos de petroleo convencional mundial en USA hay 0.9 Trillones o el 10%. (Oil and Gas Journal)
De los 3.1 Trillones de barriles de recursos geologicos de shale oil en el mundo, en USA hay 0.3 Trillones o el 10%(Oil and Gas Journal)
En USA hay mas de 160 mil estaciones de combustible(BCBusiness) En USA hay estaciones de servicio asi: 2499 de Etanol, 10286 para carros electricos, 1014
de gas natural y 160.000 para gasolina (Smart Money) Mapa interactivo de instalaciones energeticas en la costa del golfo de mexico, muy bacano
quitar todo y ponerlo uno a uno:http://www. eia.gov/special/gulf_o f_mexico/map.cfm …
PAD (Petroleum Administration for Defense) Districts (Distritos de Administracion Petrolera para la Defensa): Son 5 distritos creados en 1950. Fueron originalmente definidos durante la segunda guerra mundial para propósitos de administrar la distribución del petróleo (EIA)
Distritos petroleros en USA: PAD I: Subdistrito IA: Connecticut, Maine, Massachusetts, New Hampshire, Rhode Island,Vermont. Subdistrito IB: Delaware, District of Columbia,Maryland, New Jersey, New York, Pennsylvania. Subdistrito IC: Florida, Georgia, North Carolina, South Carolina, Virginia, West Virginia. (EIA)
PAD II: Illinois, Indiana, Iowa, Kansas, Kentucky, Michigan, Minnesota, Missouri, Nebraska, North Dakota, Ohio, Oklahoma, South Dakota, Tennessee, Wisconsin (EIA)
PAD III: Alabama, Arkansas, Louisiana, Mississippi, New Mexico, Texas, Terrenos federales del golfo. (EIA)
PAD IV: Colorado, Idaho, Montana, Utah, Wyoming (EIA) PAD V: Alaska, Arizona, California, Hawaii, Nevada, Oregon, Washington, Terrenos
federales offshore de california (EIA) Las plataformas del golfo de mexico representan el 20% de la producción de petroleo de
USA, la mas baja en 14 años. En cambio las refinerias del golfo de mexico representan el 43% de la refinación de petroleo de USA (Financial times)
La capacidad de refinacion de USA es de 17 Millones bpd y la capacidad de refinacion de las refinerias del Golfo de Mexico es de 8.7Millonesbpd(RBN ENERGY)
La produccion de petroleo en Bakken de 675 Mil bpd en julio es mas del doble de la capacidad de los oleoductos disponibles(North Dakota DofMR)
Segun la EIA, la produccion de petroleo en USA crecio desde Septiembre de 2011 hasta julio de 2012 de 5.6 Millones de bpd a 6.3 Millones bpd, un incremento de 62 Mil bpd por mes (RBN ENERGY)
Actualmente la produccion de Shale Oil en USA es de 1.6 Millones de bpd y se espera que para 2020 sea de 4.2Mbpd de acuerdo a Wood Mackenzie(Hellenic Shipping News)
En 2006 USA importaba el 60% del petroleo que consumia, en 2012 gracias al shale oil solo importa el 41%. (Hellenic Shipping News)
Para la IEA en2035 el 90% del petroleo de medio oriente ira para Asia. Para 2020 USA sera el mayor productor del mundo y en 2030 exportador neto (Oil &Gas Journal)
Los analistas del sector energia estiman que se necesitan US$20 Billones/año en construccion de oleoductos durante los próximos 5 años en USA(Forbes)
En Diciembre de 2010 habian 764244 pozos productores de petroleo en el mundo de los cuales 373648 o el 48.9% estaban en USA (Oil and Gas Journal)
El 80% de los pozos petroleros mundiales en 2010 estaban concentrados en USA, Rusia, China y Canada (Oil and Gas Journal Statistics)
En Diciembre de 2011 los pozos productores en el mundo eran 778192 de los cuales 413116 o el 53.1% estaban en USA (Oil and Gas Journal)
Segun la EIA, la produccion de petroleo en USA crecio desde Septiembre de 2011 hasta julio de 2012 de 5.6 Millones bpd a 6.3Millones bpd, un incremento de 62 Mil bpd por mes(Oil and Gas Journal)
El oleoducto TAPS(Trans-Alaska Pipeline System) de 1287Km atraviesa a Alaska de norte a sur desde Prudhoe Bay(norte) hasta Valdez(Sur) (Oil and Gas Journal)
En 1999 en USA habian 5000 compañias petroleras de E&P, 200 de ellas en bolsa y mas de 2 Millones de dueños de tierras recibiendo regalias(Petroleum Accounting)
En USA los recursos del subsuelo en propiedad privada no son del estado sino del dueño de la propiedad privada(ciudadanos,empresas,etc) (Petroleum Accounting)
En USA las empresas petroleras estan en el rango de gigantes como ExxonMobil hasta pequeñas empresas que tienen parte en solo 1 o 2 pozos(Petroleum Accounting)
USA ha sido el mayor importador de petróleo desde mediados de los 70’s. Importaciones netas de petróleo en USA incluyen crudo y productos refinados (Financial Times marzo 2013)
En diciembre las importaciones de petróleo de USA bajaron a 5,98 Millones bpd, las mas bajas desde febrero de 1992 de acuerdo a la EIA. En el mismo periodo las importaciones Chinas subieron a 6,12 Millones bpd (Financial Times marzo 2013)
En una base anual, USA sigue siendo el mayor importador mundial de petróleo, pero el margen con China se ha reducido significativamente (Financial Times marzo 2013)
En 2012 las importaciones netas de petróleo de USA cayeron a el nivel mas bajo en 20 años, con menos de 7,14 Millones bpd y en el mismo perido de 2012 las importaciones chinas tuvieron un promedio de 5,72 Millones bpd (Financial Times marzo 2013)
En el mismo periodo las refinerías de USA como las de ExxonMobil y Phillips 66 exportaron cantidades records de productos refinados para suplir la demanda de gasolina, diesel y keroseno en latinoamerica y Africa (Financial Times marzo 2013)
La IEA espera que Norte America atraiga el 30% de los US$ 15 Trillones a invertirse en exploracion a nivel mundial hasta 2035(Oil &Gas Journal)
De acuerdo a la asociación Americana de Ferroviarios, el transporte de petróleo por tren en 2012 se incremento en 46% respecto a 2011 y se espera siga incrementándose en 2013 (Oil and Gas Journal marzo 2013)
Las importaciones de petróleo de USA bajaron de 8.9 Millones bpd en 2011 a 8.7 Millones bpd en 2012. Esta es la menor cantidad desde 1998 (Oil and Gas Journal marzo 2013)
Para el año 2030 según la BP, USA producirá el 73% del shale gas mundial (The Oil Drum) 10% de los primeros 48 estados en USA ha sido licitado a compañías petroleras. Eso es
más tierra que la usada en la siembra de maíz y trigo. La industria del petróleo y el gas actualmente es la que domina el uso del suelo en el continente (The Oil Drum)
Los datos anuales del Departamento de Energia de USA mostraron que la producción de petróleo domestica aumento en 812 Mil bpd en 2012, el incremento anual mas rápido desde el nacimiento de la industria petrolera en USA hace mas de 150 años (Financial Times febrero 2013)
La producción petrolera en USA sobrepaso los 7 Millones bpd en noviembre y diciembre de 2012 (Financial Times febrero 2013)
Las importaciones netas cayeron en 437Mil bpd a 8.5 Millones bpd en 2012, las menores en los últimos 15 años (Financial Times febrero 2013)
Las importaciones de petróleo Nigeriano por parte de USA cayeron en 363 Mil bpd ante la gran producción de petróleo ligero y bajo de azufre en Dakota del Norte y Texas (Financial Times febrero 2013)
Gracias al boom petrolero en USA el desempleo en los estados protagonistas es bajo. Por ejemplo Dakota del Norte: 3% y Oklahoma 5.2% de tasa de desempleo(Hellenic Shipping News)
En 1970 en USA habian derrames de petróleo que contabilizaban 17millones de galones/año y se ha reducido a 1.2 millones/año, que equivale al consumo de petróleo durante 2 minutos en USA(Oil & Gas Journal)
En contraste con el Departamento de Energia de USA que espera un crecimiento en la producción en USA de 815 Mil bpd llegando a una meseta en el crecimiento, Vitol estima un crecimiento de mas de 1 Millon bpd (Financial Times marzo 2013)
Vitol estima que la producción no-OPEC crezca cerca de 1,5 Millones bpd, casi un 50% mas que lo estimado por la EIA (Financial Times marzo 2013)
Los inventarios de petróleo en el distrito PADD2 que incluyen a Oklahoma, hoy son de 50 Millones de barriles de petróleo, mayores a los de 2008 (mining.com febrero 2013)
La producción petrolera en USA en 2012 crecio 780 mil bpd y se espera que en 2013 aumente en 890 Mil bpd (Financial Times)
La producción promedio diaria de petróleo en USA aumento en 2012 760Mil barriles diarios, el mayor aumento anual en la historia productora de petróleo de USA desde sus inicios en 1859 (Financial Times).
En 2012 USA tuvo el crecimiento en producción domestica de petróleo mas grande en 150 años. Sin embargo importo de Arabia Saudita mas de 450 Millones bp, mas que en 2009, 2010 y 2011 (Financial times febrero 2013)
Desde 2003 las importaciones en USA de petróleo de Arabia Saudita contabilizaron más de 15% del total de importaciones. Igualmente Kuwait para el final de noviembre había enviado a USA mas petróleo que todos los años desde 1998 (Financial times febrero 2013)
La refinería de Motiva en Texas propiedad de Royal Dutch Shell y Saudi Aramco es la refinería mas grande de USA por capacidad (Financial times febrero 2013)
Las importaciones de petróleo Saudita equivalen a 9,3% de todo el petróleo procesado en las refinerías de USA, mientras que el petróleo del golfo pérsico en general representan mas del 14% del total, el porcentaje mas alto desde 2008 (Financial times febrero 2013)
En 2011 en USA el 36% de la energia consumida provenia del oil,25% Gas,20%Carbon,9%renovables, 8% nuclear(EIA)
En USA el petroleo provee el 93% de la energia consumida en el transporte pero solo el 1% en la generacion de electricidad (EIA)
En USA el 39,6% de las fuentes d energia se usan para producir energia electrica, 28.9% transporte,20.4% industria,10.8% Residencias y comercio (EIA)
En 2011: 71% del petroleo se uso en transporte, 23% en industria (plasticos, quimicos, etc), 5% residencial y comercial,1% generacion electricidad (EIA)
En 2011:31% del gas se uso para generar electricidad,32%residencial y comercial(generar calor),33%plasticos,etc,3% en el transporte(EIA)
En 2011:91% del carbon se uso para generar energia electrica en USA, 8% en la industria y 1% residencial y comercial (EIA)
En 2011: en USA el 55% de la energia renovable se uso en generar electricidad,7%residencial y comercial,25% industria y 13% transporte (EIA)
EN 2011: En USA el 93% de la energia usada en el transporte provenia del petroleo,3%del gas natural y 4% de energias renovables (EIA)
En 2011: En USA el 1% de la energia electrica generada provenia del oil, 20% del gas,46% del carbon,12%energia renovable y 21%nuclear (EIA)
USA en 2011 tuvo un deficit en la balanza de pagos (exportaciones + prestamos + inversión extranjera – importaciones – inversiones en el extranjero,etc) de US$500Billones (Oil & Gas Journal)
Un ahorro de US$1Billon si es usado enteramente a la creacion de trabajo, puede crear 20 mil trabajos. 1Millon de bpd con un precio del petróleo entre US$80-100 representan $30-36Billones/año (Oil & Gas Journal)
Significa que por cada 1Mbpd(Millon de barriles de petróleo diarios) que se produzcan en USA y se dejen de importar representarian 600mil trabajos en USA equivalente a una reduccion del 0,4% en el desempleo (Oil & Gas Journal)
En los siguientes 5 años con solo aumento de producción de petróleo aumentaria el PIB 1% y se producirian 3 Millones de empleos y con los precios bajos del Gas revitalizarían la industria petroquímica (Financial times)
El etanol representa actualmente 1/10 del mercado de la gasolina en USA. Si se recorta el uso de maiz para etanol sube gasolina (Oil &Gas journal)
El 58% de las exportaciones de destillados de USA (614 Mil bd)van a el caribe y Sur America y 35% a Europa(370Kbd) (RBN ENERGY)
La industria del petróleo y el gas en USA representaba en 2011, 9.8 Millones de empleos de tiempo completo combinando los operacionales y los impactados por la inversión de capital, esta representa 5.6% de los empleados en USA, lo que es un incremento de 600 Mil empleos respecto a 2 años atrás, según estudio de PricewaterhouseCoopers (Oil&Gas Journal agosto 2013)
Nacionalmente cada empleo directo en la industria del petróleo y el gas en USA soporta 2.8 empleos en los otros sectores (Oil&Gas Journal agosto 2013)
Contando los empleos directos e indirectos el impacto en el ingreso laboral de la industria del petróleo y gas fue de US$598 Billones o 6.3% del ingreso laboral nacional en 2011 (Oil&Gas Journal agosto 2013)
Esto quiere decir que la industria del petróleo y el gas tuvo un impacto en el PIB de USA de US$1.2 Trillones o el 8% del PIB total (Oil&Gas Journal agosto 2013)
TRANSPORTE POR TREN:
El alquiler de un vagón cisterna en USA esta entre US$2000/mes y US$3000/mes. Antes del boom del transporte por tren algunas empresas consiguieron contratos de alquiler de tan solo US$1000/mes (RBNenergy.com mayo 2013)
Si durante un mes dicho vagón es capas de hacer dos viajes desde Bakken a St. James, el costo de alquiler por barril seria de US$2640/mes de alquiler del vagón, entre 660 barriles que lleva cada vagón y dicho valor dividido por 2 viajes, lo que arroja un resultado de US$2/barril (RBNenergy.com mayo 2013)
Aproximadamente un 1% del petróleo en los vagones se evapora durante el viaje, lo que significa que 1% de 660 barriles es 6.6 barriles que se pierden por evaporación que a US$90/barril implican una perdida de US$594/vagon o casi US$1/barril (RBNenergy.com mayo 2013)
Union Pacific es es la mayor ferroviaria de USA, la segunda es BNSF la cual fue comprada por Warren Buffet en 2010 y transporta 650 Mil bpd, la tercera es Canadian Pacific (Bloomberg businessweek Junio 2013)
Entre BNSF y Canadian Pacific transportan por tren 400 Mil bpd de bakken, lo que representa el 71% de la producción de la cuenca, comparado con tan solo el 25% en 2012 (Bloomberg businessweek Junio 2013)
El transporte por tren del petróleo en USA además de presentar ventajas al ser los contratos por periodos mas cortos que los acordados en los oleoductos, ofrecen una mayor rapidez en la entrega del petróleo (Oil&Gas Journal agosto 2013)
El transporte por tren de petróleo desde Alberta (Canada) al golfo de Mexico, por tren se toma un tiempo de 8 a 10 dias, mientras que por oleoductos se demora de 40 a 50 dias. Esta ventaja ayuda a contrarrestar los mayores precios de transporte por barril por tren (Oil&Gas Journal agosto 2013)
Una ventaja en costos de los trenes es que son bidireccionales y pueden llevar el petróleo y traer en su retorno otros productos. Entre esos productos están diluyentes para uso en oleoductos (Oil&Gas Journal agosto 2013)
Cuando se transporta bitumen por tren no se necesitan diluentes, lo cual origina un 30% mas de bitumen en un tren que no usa diluente que el mismo volumen por otro medio que necesitara el diluyente (Oil&Gas Journal agosto 2013)
Las compañías ferreas que están transportando el petróleo canadiense a las refinerías del golfo y el oeste de USA son: Canadian Pacific Railway, Altex Energy, Canadian National
Railways, Torq Transload, Gibson Energy, Caneux Corp y Keyera/Enbrigde (vantagewire.com abril 2013)
El costro de transporte por tren tenia sentido cuando el wti tenia un diferencial de 20 dolares con el Brent y a su vez el WCS tenia una gran diferencia de precio con el WTI lo que hacia atractivo pagar el alto costo de transporte por tren y quedaban grandes ganancias (vantagewire.com abril 2013)
CANADA:
Por siglos los nativos usaron el bitumen de los bancos del rio Athabasca para curar fugas en sus canoas. En 1893 el gobierno Canadiense patrocino investigaciones en Athabasca para mirar el potencial de las arenas bituminosas de esa región (Scientific American Marzo 1998)
En 1920 Karl A. Clark del consejo de investigación de Alberta encontró una forma práctica de separar el bitumen de la arena. El introdujo arenas de estas en una lavadora familiar y adiciono agua caliente y soda caustica y descubrió que el bitumen flotaba en la superficie como una espuma lista para ser retirada (Scientific American Marzo 1998)
En 1967 la precursora de Suncor Energy, la empresa Great Canadian Oil Sands Ltd comenzó la minería a gran escala de las arenas bituminosas de Athabasca (Scientific American Marzo 1998)
Con el aumento del precio del petróleo en los 70’s permitió mantener las operaciones que son de alto costo en funcionamiento (Scientific American Marzo 1998)
Solo el 13% de las reservas petroleras mundiales probadas son accesibles a la inversion del sector privado y el 53% de estas estan en Alberta Canada (Bloomberg)
De los 174 Billones barriles de petroleo que tiene Canada en reservas y que son las terceras mas grandes del mundo, 170.2 Billones estan en Alberta (Bloomberg)
En Alberta (Canada) se producen 1.7 Millones bpd provenientes de arenas bituminosas y se espera producir 3.7Millones de bpd para 2021 (Bloomberg)
Alberta (Canada) ademas produce anualmente 5 Trillones de pies cubicos de gas. Alberta exporta energia por valor de US$64 Billones al año (Bloomberg)
El petróleo de referencia canadiense el WCS(West Canadian Select) esta semana cae a US$45 el barril, con un descuento con el WTI de US$41(Financial Times septiembre 2012)
Los bajos precios para el WCS se deben al aumento de producción en Alberta, la baja demanda en Canadá por mantenimiento de refinerías (Financial Times)
Sumado a la falta de oleoductos para despachar el petróleo canadiense, ha generado una sobreoferta en Alberta que hace que el WCS se desplome(Financial Times)
Las razones para que el WCS (West Canadian Select) el petróleo de las arenas bituminosas de Canada se cotice a precios tan bajos que en diciembre de 2012 era solo de US$45/barril y ahora cotiza a US$77,2 es que tiene un solo comprador que es USA, ya que este petróleo es de la misma calidad que el Maya Mexicano y este cotiza a mayor precio que el WTI (Mining.com marzo 2013)
Según analistas de Nomura la caída del WCS implica que los productores canadienses están dejando de percibir ingresos de CAD$2.5 Billones al mes(Financial Times sept 2012)
Eso implica dejar de percibir al año CAD$30 Billones o el 1.6% del PIB de Canadá. Así las cosas el WSC tiene un descuento de US$61 con el BRENT(Financial Times)
El petróleo Canadiense solo es más caro que el petróleo Iraní que se vende en el mercado negro. La caída del WCS empezó desde Agosto de 2012 (Financial Times)
En Agosto la producción Canadiense rompió por primera vez la barrera de 4 Millones de bpd. (Financial Times Diciembre 2012)
Desde el año 2000 las arenas bituminosas de Alberta han adicionado 1.4Millones de bpd al mercado, semejante a la actual producción de Libia (Financial Times)
La razón para el que petróleo canadiense de arenas bituminosas este tan barato es debido a que su único comprador que es USA, experimenta un auje petrolero con el shale oil (Mining.com)
Las razones para el aumento en la cotización del WCS en el primer trimestre de 2013, es la aprobación ambiental en marzo por parte del Departamento de Estado de USA para el oleoducto Keystone XL (Mining.com marzo 2013)
En Canada se pierden por evaporacion al año en las estaciones de gasolina 58'300.000 litros de gasolina o 365mil barriles (BCBusiness)
Se espera que la producción de petróleo Canadiense proveniente de arenas bituminosas aumente de 1 Millon bpd a 2 Millones bpd para 2016 y luego aumente a 3.5 Millones bpd para 2025 (RBNenergy.com septiembre 2012)
Las arenas bituminosas de Alberta en Canada son rocas solidas que tienen 8°API de gravedad y un contenido de azufre de entre 4% a 6% (RBNenergy.com septiembre 2012)
El bitumen para poder ser utilizado tiene que ser transformado en Syncrude o SCO (Synthetic Crude Oil) o petróleo crudo sintetico que tiene de 30-32°API de gravedad y entre 0,1%-0,2% de azufre, en plantas mejoradoras que son muy costosas o diluirlo y utilizar refinerías diseñadas para petróleos pesados. (RBNenergy.com septiembre 2012)
Para poder transportar el bitumen via oleoductos este tiene que ser transformado en syncrude o calentarlo o diluirlo. La mayoría del bitumen trasportado por oleoductos es diluido con condensados provenientes de Eagle Ford (RBNenergy.com septiembre 2012)
El coctel de bitumen mas diluente va en la proporción 70% de bitumen y 30% de diluente y a esta mezcla se le denomina Dilbit. Otra mezcla para poder transportarlo por oleoductos es el Synbit que es un coctel de bitumen con SCO como diluente (RBNenergy.com septiembre 2012)
Sin importar el tipo de diluente que se use para transportarlo por los oleoductos, el resultado es una mezcla de petróleo pesado de entre 19 a 20°API de gravedad que es transportado hacia las refinerías del medio oeste Estadounidense via el oleoducto Enbridge y keystone (RBNenergy.com septiembre 2012)
Para poder despachar la producción de bitumen esperada para 2025 se necesitarían grandes cantidades de diluente, por lo que se planea también el transporte en tren, que no necesita de diluente, pero necesita ser calentado para embarcarlo en los vagones cisternas de los trenes y luego volverlo a calentar para desembarcarlo (RBNenergy.com septiembre 2012)
Transportar el bitumen en la forma de mezcla Dilbit es caro, pero mucho mas barato e implica menos mano de obra que transformar el bitumen en Syncrude (RBNenergy.com septiembre 2012)
Con estos pronósticos de producción, esta es la razón para la necesidad de la construcción del oleoducto Keystone XL para transportar el Dilbit a las refinerías del medio oeste en USA y a las refinerías de la costa del golfo de Mexico (RBNenergy.com septiembre 2012)
En el medio Oeste de USA hay una gran capacidad de refinación para este tipo de petróleo y en el golfo de mexico también, donde se refinan los petróleos pesados
importados de Mexico y Venezuela donde la producción esta declinando y estas refinerías necesitan ser alimentadas con petróleos pesados (RBNenergy.com septiembre 2012)
BRASIL:
Petrobras descubrió los yacimientos pre-salt en 2007 en la costa sureste de Brasil. Se estima que estos yacimientos tienen reservas similares a los del mar del norte y se encuentran 2 Km bajo una capa de sal (Financial Times noviembre 2012)
En 2007 Petrobras se convirtió en la envidia en la industria petrolera mundial tras los descubrimiento pre-sal que se estiman pueden tener mas de 50 Billones de barriles de petróleo (Financial Times noviembre 2012)
La explotación de estos campos pre-salt le representan a Petrobras el programa corporativo de mayor gasto de capital en el mundo, valuado en US$237 Billones, lo que ha producido que las mayores compañías de servicios petroleros se aglomeren en Brasil (Financial Times noviembre 2012)
El programa de explotacion de los depositos de petroleo "pre-salt" en brasil tiene un costo para Petrobras de US$237Billones (Financial Times)
Petrobras (Petroleo Brasileiro S.A) reporta un presupuesto de US$236.5 Billones para el periodo 2012-2016, lo que da un promedio anual de US$47.3 Billones. Para este periodo de 5 años US$141.8 Billones son para E&P y US$65.5 Billones para actividades de downstream (Oil and Gas Journal marzo 2013)
Petrobras ha sido elegido por decreto del gobierno brasilero como el único operador de los nuevos campos gigantes descubiertos mar adentro denominados pre-salt. (Financial Times febrero 2013)
Esto significa que todos las demás empresas petroleras que quieran trabajar allí tienen que asociarce con Petrobras y además comprar cierta cantidad de sus equipos en el mercado local, haciendo posiblemente mas costoso el desarrollo de los campos (Financial Times febrero 2013)
Aun con todas estas trabas empresas gigantes extranjeras se apresuran a asociarse con Petrobras como es el caso de las Chinas Sinochem y Sinopec, o la Rusa Lokoil, para quienes las condiciones en Brasil son un paraíso comparadas con las condiciones en su natal Rusia o en Irak donde desarrollan el campo gigante West Qurna-2 (Financial Times marzo 2013)
Aunque Petrobras es una compañía extremadamente capaz técnicamente la enorme tarea de desarrollar las reservas de pre-salt exigirá demasiado su capacidad administrativa y sus reservas de efectivo (Financial Times febrero 2013)
De ser la consentida de los inversores hace 5 años con los descubrimientos petroleros mas grandes en décadas en el pre-salt, Petrobras hoy vive en la ignominia de tener que presentar su primer cuarto con perdidas en 13 años (Financial Times noviembre 2012)
Petrobras en 2012 gano R$21.2 Billones (US$10.64 Billones), 36% menos que en 2011 y es la ganancia mas baja en 8 años (Financial Times noviembre 2012)
Petrobras reporto una inesperada caida del 12% en las ganancias del tercer cuarto a R$5.57Billones (US$2.75Billones) cuando se esperaba un alza del 20%(Financial times)
Petrobras ha incrementado las importaciones para suplir la demanda interna pagando a precios internacionales y luego subsidiarlo (Financial times)
Los analistas esperaban mejores ganancias tras aumentos de 7.8% en gasolina permitidos a la presidenta de Petrobras , Maria dasGracas Foster(Financial times)
Las ganancias netas de Petrobras en los primeros 9 meses del 2012 son de US$13.44Billones un 52% menos que el año anterior(Financial times)
El EBITDA de Petrobras fue de US$41.5Billones en los primeros 9 meses, 13% menos que 2011 pero aun manteniendo el objetivo de Deuda/EBITDA en 2.5 veces(Financial times)
Petrobras y sus subsidiarias representan el 10% del PIB de Brasil (The economist) Petrobras obligada por la corte a pagar R$4.8Billones(US$2.4 Billones)en impuestos no
pagados por operaciones en el extranjero durante 10 años(Financial Times 2012) Petrobras en 2008 descubrio el yacimiento Carioca que se estimaba tenia reservas de más
de 33 Billones de barriles de petróleo en 2008. Durante este periodo de tiempo Petrobras ha tenido un éxito exploratorio del 75%, una cifra nada despreciable al compararla con el promedio mundial de menos de 25% (Carta petrolera Junio 2010)
El pre-salt brasilero tiene profundidades de entre 5000 m y 7000 m bajo capas salinas con altas temperaturas y espesores que van desde 300 m hasta 2000 metros (Carta petrolera Junio 2010)
ARGENTINA:
De acuerdo al USGS las islas Malvinas en Argentina podrian tener mas de 17.2Billones de barriles de petroleo y 51.2Trillones pies cubicos de gas(Earth Wars, Geoff Hiscock)
YPF firma memorando de entendimiento para explotacion de shale oil y gas con Chevron, para los campos de vaca muerta en Argentina(Financial times Septiembre2012)
YPF fue privatizada en 1993, y fue comprada posteriormente 6 años después por Repsol, que resulto en la fusión Repsol YPF. La nacionalización de YPF en 2012 reverso la política privatizadora fomentada por el FMI y el Banco Mundial durante las 2 decadas anteriores (Oilprice.com Mayo 2012)
YPF firmo un acuerdo preliminar con Dow Chemical de Argentina para desarrollar prospectos de shale gas en la formación Vaca Muerta (Financial Times marzo 2013)
Chevron es el cuarto productor de petróleo en Argentina con 35 Mil bpd y ha firmado un acuerdo por US$1 Billon para invertir en vaca muerta (Financial times febrero 2013)
Chevron llego a un acuerdo con YPF para hacer un programa piloto en primera fase con una inversión de US$1.24 Billones, en el cual se perforaran 100 pozos en una area de 5000 acres, que hacen parte de una concesión de 96Mil acres (Oil&Gas Journal Julio 2013)
Las tarifas de energía y gas en Argentina han estado congeladas desde 2002, como política para ayudar a la recuperación económica. Por esta razón en Argentina se paga 4 veces menos por la electricidad que en Brasil (The Economist enero 2013)
En 2011 Argentina se convirtió en importador neto de energía, situación que no ocurria desde 1984. En 2011 Argentina pago US$9,4 Billones por importaciones de petróleo y gas, equivalente a cerca del 20% de las reservas internacionales del banco central Argentino (The Economist enero 2013)
El gobierno ha anunciado que la tarifa de energía eléctrica para clientes residenciales subirá 72% y las compañías de energía podrán empezar a vender producción adicional a la actual a precios en boca de pozo de US$7,5/Millon BTU, pero la producción actual seguirá costando US$2,7/MillonBTU (The Economist enero 2013)
Argentina ha gastado US$9 Billones en importación de energía en cada uno de los dos años anteriores y centra sus esperanzas de suficiencia energética en Vaca Muerta que seguna la EIA es la segunda reserva mundial de shale gas con 774 trillones de pies cubicos y grandes cantidades de shale oil (Financial times febrero 2013)
Bridas International un holding petrolero controlado por los millonarios hermanos argentinos Bulgheroni invertirá US$1.5Billones con YPF para desarrollar las reservas de shale oil en la Patagonia (Bloomberg)
Argentina esta entre los mayores productores mundiales de biodiesel y es uno de los mayores exportadores. Su producción de biodiesel es a base de soya y alcanza casi 47.500 barriles diarios en 2011 (EIA)
La producción de bioetanol de Argentina alcanza 2600 barriles diarios en 2011 y se esperan nuevas plantas en 2013. El actual bioetanol es producido por la industria azucarera, pero las dos nuevas plantas que entraran en funcionamiento en 2013 sean a base de granos (EIA)
El Departamento de Agricultura de USA (USDA) estima que la producción de bioetanol en 2013 en Argentina alcance los 7000 barriles diarios con una capacidad de crecer con las nuevas plantas hasta los 12 Mil barriles diarios (EIA)
Argentina es el mayor productor de gas en Suramerica pero su producción ha caído 10% desde su pico del 2006. De ser un exportador neto de gas, argentina en 2008 se ha convertido en un importador neto, debido a que es casi el mayor consumidor de gas del continente (EIA)
PERU:
Peru es un importador neto de petróleo pero es un exportador de gas natural y además es el primer país suramericano con una planta de licuefacción de gas natural (LNG), con la planta Melchorita (Oilprice.com marzo 2013)
Peru tiene 18 cuencas sedimentarias con alto potencial de presencia de hidrocarburos, pero solo seis han sido objeto de actividad exploratoria significativa y solo tres actualmente están en producción (Oilprice.com marzo 2013)
Geologicamente hablando el potencial de Peru es grandísimo, con 9 de las 18 cuencas sedimentarias localizadas en las costas peruanas y la plataforma continental. (Oilprice.com marzo 2013)
Actualmente Peru tiene cerca de 12.5 Trillones de pies cubicos de gas natural de reservas probadas, con su campo más grande en Camisea. La producción de gas peruano exedio el consumo interno en 2010, con un exceso de 1 Billon de pies cubicos diarios la mayoría proveniente de Camisea (Oilprice.com marzo 2013)
Se estima que 2013 sea el ultimo año en que Peru sea importador de petróleo, con un pronostico de 16 Mil bpd importados en 2013, pero para 2014 se estima tenga una capacidad exportadora de 37.400 bpd (Business Monitor International, Peru 2012)
Para 2016 se espera que Peru exporte 128.780 bpd. Se espera que el consumo de petróleo en Peru crezca de 201.4 Mil bpd en 2012 a 222.4 Mil bpd en 2016 (Business Monitor International, Peru 2012)
Se espera que la producción de gas crezca de 9.3 Billones metros cubicos en 2012 a 13 Billones de metros cubicos en 2016 y el consumo se espera que crezca de 6.37 Bmc en 2012 a 8.19 Bmc en 2016, y su capacidad exportadora se espera que sea para 2012 de 5.74 Bmc (Business Monitor International, Peru 2012)
VENEZUELA:
La historia petrolera Venezolana nace en 1921, cuando se descubre petróleo cerca al Lago Maracaibo. Venezuela se vuelve refugio de las petroleras de USA que salian de Rusia y Mexico como castigo a estos gobiernos revolucionarios (Oil on the brain)
La gasolina venezolana a US$0.12 el galon implica subsidios por US$21 Billones que significan el 7% del PIB (Financial times febrero 2013)
De los US$100 Billones en exportaciones Venezolanas solo el 3% son no petroleras (Financial times febrero 2013)
La fuerza laboral de PDVSA se ha triplicado desde 2003 hasta llegar a una cifra de mas de 121.000 empleados (Financial Times marzo 2013)
MEXICO:
Mexico tiene 13,8 Billones de barriles en reservas de petroleo. Los recientes hallazgos en el golfo de mexico podrian sumar 10 Billones de barriles mas (Bloomberg)
Las reservas Mexicanas el 60% es petróleo pesado, el 29% petróleo liviano y 11% petróleo extra liviano. El 69% de las reservas son Offshore (costa afuera)(Oil and Gas Journal junio 2012)
Pemex provee más de un tercio de los ingresos federales en Mexico. En 2012 tuvo ventas de mas de US$100 Billones, es la séptima petrolera mas grande del mundo (Financial Times febrero 2013)
Pemex pasó de perdidas en 2011 por US$6.2 Billones, a ganancias de US$1.9 Billones en este trimestre. Esto no tuvo ningun efecto en sus acciones ya que no tiene acciones en bolsa (Financial Times junio 2012)
Pemex (Petroleos Mexicanos) en 2013 tendra un presupuesto de US$25.3 Billones que es mayor a los US$23.6 Billones en 2012. El 79% de este presupuesto es para proyectos de upstream, incluyendo gastos de mantenimiento (Oil and Gas Journal marzo 2013)
Las exportaciones de gas natural de USA a Mexico crecieron 24% en 2012 llegando a 1,69 Billones de pies cubicos diarios, el nivel mas alto desde 1973 que comenzó el registro de datos. (Oil and Gas Financial Journal marzo 2013)
Las exportaciones de gas de USA a Mexico representan el 30% del abastecimiento total de Mexico. El uso de gas en Mexico esta en sus máximos históricos (Oil and Gas Financial Journal marzo 2013)
Desde 2007 a 2011 el consumo de gas natural en Mexico ha crecido 4% anual, impulsado por el consumo del sector industrial, mientras la producción ha crecido solo 1,2% anual en el mismo periodo (Oil and Gas Financial Journal marzo 2013)
Las exportaciones de gas de USA a Mexico se han duplicado en los últimos 3 años. En el mismo periodo la producción de gas en Mexico se ha reducido en 11%, aunque la producción de gas asociado a aumentado (Oil and Gas mayo 2013)
Se espera que las exportaciones de gas a Mexico promedien en 2013, 2 Billones de pies cubicos por dia (Bcfd) y en 2014 promedien 2.2 Bcfd (Oil and Gas mayo 2013)
Mexico tiene la cuarta reserva mundial de shale gas recuperable, con estimaciones de 681 Tcf, solo superada por China, USA y Argentina (Oil and Gas mayo 2013)
La compañía estatal de generación eléctrica de Mexico, Comision Federal de Electricidad, estima que necesitaran incorporar 20 Giga Watts de capacidad de generación en plantas de gas entre 2010-24 y que dichas plantas requerirán cerca de 3.8 Bcfd de gas adicional para operar (Oil and Gas mayo 2013)
Pero la generación eléctrica no es solamente la que requiere gas en Mexico, sino en general toda la industria. PEMEX anuncio que la sección de 600 millas del gasoducto Los Ramones ya fue asignada y se complementa con 125 Millas en el lado de USA, y va desde Agua Dulce cerca de Corpus Christi, hasta la frontera con Reynosa en Mexico (Oil and Gas mayo 2013)
El proyecto tiene un costo de US$3 Billones en el lado Mexicano y de US$650-750 Millones en el lado de USA y movería 2.1 Bcfd. Traera gas desde el sur de Texas hasta el estado de Guanajuato en el centro de mexico, que en el centro de la industria automovilística en Mexico (Oil and Gas mayo 2013)
Los Ramones es solo uno de varios gasoductos que entraran en funcionamiento en los próximos años y que aumentaran la exportación de gas de USA a Mexico (Oil and Gas mayo 2013)
MAR DEL NORTE:
La exploración en el mar del norte comenzó inicialmente en tierra firme, en 1959 con el descubrimiento del campo gasífero de Groningen en Holanda por la Shell y la Esso. Los geólogos de estas empresas se dieron cuenta que reservorios similares debían haber también costa afuera (offshore) (USGS)
La exploración en Inglaterra en el mar del norte comenzó en 1964 con los descubrimientos de grandes campos de gas. En 1969 la Phillips encontró petróleo en la estructura denominada Ekofisk (USGS)
En 1970 la BP descubrió el campo Forties, uno de los mayores campos de petróleo del mar del norte. En 1971 la Shell/Esso descubrieron el campo Brent con 2 Billones de barriles de liquidos recuperables (USGS)
En los siguientes 4 a 5 años se descubrieron diez campos de gran tamaño, incluyendo Statfjord, que lo descubrió la Mobil Corporation en 1974 (USGS)
PANAMA:
El oleoducto transpanama (TPP) actualmente transporta 600 Mil bpd desde la costa atlántica panameña a la pacifica. Fue originalmente construido para facilitar el transporte de crudo desde Alaska a las refinerías del golfo de Mexico (RBNenergy.com agosto 2013)
El TPP es un ducto de 81 millas de extensión que va desde el puerto de Chiriqui Grande en Bocas del Toro en el mar Caribe hasta el puerto de Charco Azul en la costa pacifica. Fue inaugurado en 1982 como alternativa al canal de panamá, para transportar petróleo (ANS: Alaska North Slope) desde Valdez en Alaska a las refinerías del golfo de Mexico (RBNenergy.com agosto 2013)
Entre 1982 y 1996 el oleoducto transporto 2.7 Billones de barriles de petróleo ANS a las refinerías del golfo. Luego el oleoducto fue cerrado en 1996 al bajar la producción petrolera de Alaska. Fue reabierto en 2003 para transportar el petróleo ecuatoriano a las refinerías del golfo (RBNenergy.com agosto 2013)
En 2008 el propietario del oleoducto TPP, Petroterminal de Panama S.A, firmo un acuerdo con BP para mejorar la capacidad del oleoducto y cambiar su flujo desde el atlántico hacia el pacifico (RBNenergy.com agosto 2013)
Los dueños de Petroterminal de Panama S.A son el gobierno panameño con el 40%, la suiza Gunvor 17% y el operador del oleoducto, Northville Industries con el resto. La capacidad actual del ducto es de 600 Mil bpd (RBNenergy.com agosto 2013)
El oleoducto evita que los grandes tanqueros rodeen a suramerica por el cabo de Hornos y compite directamente con el canal de Panama, aunque este último tiene desventajas, ya que tiene restricciones en el tamaño de los tanqueros hasta solo el tamaño “Panamax” con capacidades de solo 380 Mil bp. Para 2015 con la ampliación el canal podrá pasar barcos de hasta 600 Mil bp (RBNenergy.com agosto 2013)
Sin embargo el TPP tiene ventajas ya que con su capacidad de almacenamiento de 5Millones barriles de petróleo puede manejar tanqueros VLCC de mas de 1 Millon de
barriles de petróleo, lo que hace que los fletes por tener mayor capacidad sean menores (RBNenergy.com agosto 2013)
EL oleoducto reduce los tiempos de transporte de petróleo de Nigeria a la costa oeste en 30 dias, o el petróleo venezolano a oriente en 14 dias y del Mar del Norte a la costa este de USA en 35 dias (RBNenergy.com agosto 2013)
Debido a que la producción de petróleo de USA y Canada creció desde 2010 al 2012 en 1.5 Millones bpd y se espera que para 2018 crezca 4 Millones bpd adicionales la logística de distribución para el mercado domestico como para otras latitudes cambia (RBNenergy.com agosto 2013)
El TPP permite petróleos que sean mayores a 15° API, lo cual obliga a petróleos mas pesados a ser diluidos (RBNenergy.com agosto 2013)
REFERENCIAS:
Leonardo Maugeri, Oil the next Revolution,The Unprecedented Upsurge of Oil Production Capacity and What it Means for the World, Harvard Kenedy School 2012.
Oil and Gas Journal . www.ogj.com RBN Energy LLC. www.rbnenergy.com BCBUSINESS,www.bcbusiness.ca/ The Wall Street journal Smart Money. www.smartmoney.com/magazine/ Financial times, www.ft.com
www.eia.gov/ Hellenic Shipping News Worldwide, www.hellenicshippingnews.com/ Forbes, www.forbes.com Dennis R. Jenning, Joseph B. Feiten, Horace R. Brock, Petroleum Accounting Principles,
Procedures & Issues 5th edicion, PricewaterhouseCooper LLP 2000. The Oil Drum, Discussions about energy and our future. www.theoildrum.com Mining.com www.mining.com Bloomberg Businessweek, www.businessweek.com Revista Carta Petrolera. http://www.ecopetrol.com.co/contenido.aspx?
catID=153&conID=39168 The Economist. www.economist.com/ Geoff Hiscock, Earth Wars, the battles for global Resources, Wiley 2012 Oilprice.com. http://oilprice.com/ U.S. Geological Survey, www.usgs.gov U.S. Energy Information Administration, www.eia.gov
PETROLEO EN COLOMBIA:
PRINCIPALES HECHOS HISTORICOS
A finales del siglo XIX e inicios del siglo XX Jose Joaquin Bohorquez encontró los primeros yacimientos de petróleo en el Magdalena Medio que dieron origen a las concesiones De Mares y Barco (Carta Petrolera Mayo 2011)
El primero pozo petrolero en Colombia se llamo Turbará y estaba cerca de Barranquilla. Producia 50 barriles diarios. La búsqueda del oro negro marco el desarrollo de pozos exploratorios a comienzos del siglo XX, con 11 pozos en la costa Caribe en el sector de las Perdices, cerca de Barranquilla (Carta Petrolera Mayo 2011)
El código fiscal 1873 y la ley 6 de 1905 dio origen a las conceciones De Mares y Barco, que fueron la unica produccion petrolera en Colombia entre 1921-41(La economia petrolera en Colombia, Banco de la republica 2012)
El campo Cira-Infantas es el campo mas antiguo de Ecopetrol, cuyo pozo descubridor Infantas II fue perforado el 18 de abril de 1918 arrojando los primeros 42 barriles. Se bautizo asi en honor a la Corona Española (Carta petrolera Agosto-Septiembre 2008)
El pozo Infantas II, fue perforado al tiempo con los pozos Infantas I e Infantas III y género la producción más temprana. En ese entonces su operación estaba a manos de la estadounidense Tropical Oil Company, conocida como Troco(Carta petrolera dic-feb 2013)
Meses después del hallazgo en el Infantas II, empezaron a producir también el Infantas I y III, el primero perforado a una profundidad de 2.285 pies y una producción inicial de 2 mil barriles (Carta petrolera Agosto-Septiembre 2008)
Su producción mas alta la alcanzo con 64971 bpd en 1939 y fue solo desde 1951 que la recién creada Ecopetrol asumió la responsabilidad de operarlos (Carta petrolera diciembre-febrero 2013)
El primer oleoducto en Colombia se construyo en 1922 entre Infantas y la naciente refinería de Barrancabermeja y en 1926 la Andian National Corporation termino la construcción de un oleoducto de mas de 500 Km entre Barrancabermeja y Cartagena (Carta Petrolera Mayo 2011)
La primera exportación de petróleo Colombiano se hizo el 3 de Julio de 1926. Ese primer embarque fue de 88.172 barriles (Carta petrolera Agosto-Septiembre 2008)
En 1927 Colombia era el octavo productor de petroleo del mundo, con el 1,19% del petroleo mundial (La economia petrolera en Colombia, Banco de la republica 2012)
Con alambiques traídos desde Talara en Perú y con una capacidad para destilar 1500 barriles de petróleo se arranco la operación el 18 de febrero de 1922 la entonces rudimentaria refinería de Barrancabermeja (Carta petrolera Agosto-Septiembre 2008)
Los alambiques se trajeron de Peru porque este país le llevaba una ventaja de casi 50 años en producción petrolera a Colombia, ya que el primer pozo perforado en America Latina se perforo allí en 1863 (Carta Petrolera Mayo 2011)
Los primeros tres barriles de gasolina producidos fueron enviados de manera simbolica al despacho del presidente de la época Jorge Holguín (Carta petrolera Ago-Septiembre 2008)
La concesion De Mares revirtio al estado en 1951 y paso a ser manejada por Ecopetrol que la creo el gobierno en 1948 con ese proposito(La economia petrolera en Colombia, Banco de la republica 2012)
El 25 de Agosto de 1951 nace Ecopetrol tras la reversión al Estado de la concesión de Mares (Carta petrolera Julio-Septiembre 2010)
En 1951 la naciente Ecopetrol (Empresa Colombiana de Petroleos), tenia entre sus haberes un presupuesto de COP$100 Millones y unas reservas de 140 Millones de barriles, con una capacidad de refinación de 25Mil bpd. En esta época contaba con 2700 empleados que ganaban un jornal promedio de COP$5,3/diarios (Carta Petrolera Ma 2011)
En 1954 entra en operación la refinería y planta de gas de Tibú, construidas por la Fluor Corporation Ltd y la Chicago Bridge Iron a un costo de US$4.8 Millones(Carta petrolera Julio-Septiembre 2010)
El primer descubrimiento de Ecopetrol se dio en 1960 con el pozo Llanito 9 en el campo EL Centro en Santander (Carta petrolera Julio-Septiembre 2010)
En 1961, Ecopetrol recibe de manos de la Tropical Oil Company la refinería de Barrancabermeja (Carta petrolera Julio-Septiembre 2010)
El 10 de Mayo de 1969 la compañía Texas Petroleum inauguro lo que en su época fue considerado la mayor obra de infraestuctura de Latinoamerica, que fue el Oleoducto Transandino (OTA) (Carta Petrolera Marzo 2010)
El OTA es una mega obra de 305,4 Kilometros de línea terrestre y 6,9 Km de línea submarina, para sacar el petróleo de los campos de Putumayo y Nariño desde Orito hasta el puerto de tumaco en el pacifico atravesando el macizo Colombiano(Carta Petrolera Marzo 2010)
Colombia se abre al mercado del gas natural con el descubrimiento de los yacimientos de gas costa afuera en el campo Chuchupa en la Guajira, operado por la Chevron en asociación con Ecopetrol en 1973(Carta petrolera Julio-Septiembre 2010)
En 1974 Ecopetrol le compra a Intercol la refinería de Cartajena por US$35 Millones (Carta petrolera Julio-Septiembre 2010)
En 1974 el decreto 2310 encargo de manera privativa la exploracion y explotacion a Ecopetrol y abolio las conseciones petroleras (Banco de la republica)
1974 el gobierno liga la negociacion del petroleo a los precios internacionales (La economia petrolera en Colombia, Banco de la republica 2012)
Entre1967-1991 con pacto Andino se restringio participacion de capital extranjero en infraestuctura física, energia, comunicaciones, sector financiero(La economia petrolera en Colombia, Banco de la republica 2012)
A 10173 pies de profundidad la Oxy descubre en 1983 Caño Limon, con reservas de mas de 1100 millones de barriles de petróleo (Carta petrolera Julio-Septiembre 2010)
En 1986 entra en operación el oleoducto Caño-Limon Coveñas que lleva el crudo de exportación desde Arauca hasta la costa norte a lo largo de 760 Km (Carta petrolera Jul-Sep2010)
El 11 de Junio de 1985 se crea el Instituo Colombiano de Petroleo, único en su genero en Latinoamerica (Carta petrolera Julio-Septiembre 2010)
En 1987 se comienza la sustitución del cocinol en Bogota por gas natural (Carta petrolera Julio-Septiembre 2010)
1992 British Petroleum (BP) descubre Cusiana en Colombia (the A to Z of the petroleum Industry)
En 1993 se declara la comercialidad de Cusiana con reservas que superan los 1300 Millones de barriles de petroleo (Carta petrolera Julio-Septiembre 2010)
1989 contrato de distribucion escalonado redujo inversion extranjera. En 1998 se hicieron cambios de regalias fijas a escalonadas(La economia petrolera en Colombia, Banco de la republica 2012)
Ley 9 de 1991 nuevo regimen de inversiones internacionales estimulo entrada de capital extranjero, a todas las actividades economicas (La economia petrolera en Colombia, Banco de la republica 2012)
1994 ley 141 establece oficialmente regimen de regalias del 20% y se implemento el FNR(fondo Nacional de regalias) (La economia petrolera en Colombia, Banco de la republica 2012)
En 1998 la participacion de Ecopetrol en la alianza estrategica se redujo de 50% a 30% (La economia petrolera en Colombia, Banco de la republica 2012)
En 1999 Colombia había alcanzado su mayor producción de petróleo en la historia con 815.900 barriles de petróleo diarios (Carta petrolera Agosto-Septiembre 2008)
La ley 756 de 2002 modifico la ley 141 de 1994 y establecio nuevos criterios para las regalias. En 2003 se crea la ANH(Agencia Nacional de Hidrocarburos) (La economia petrolera en Colombia, Banco de la republica 2012)
Decreto ley 1760 de 2003 deroga el decreto 2310 de 1974 y abre posibilidad a cualquier modalidad de contrato (La economia petrolera en Colombia, Banco de la republica 2012)
La ANH toma las responsabilidades empresariales y regulatorias que manejaba Ecopetrol, administra los recursos petroleros, regalías y asigna areas(La economia petrolera en Colombia, Banco de la republica 2012)
2004 la ANH anuncia nuevo tipo de contrato donde la participacion de Ecopetrol no es obligatoria (La economia petrolera en Colombia, Banco de la republica 2012)
Tipos de contratos petroleros en Colombia: 1905-69 concesiones, 1970-2003 contratos de asociacion, 2004 en adelante concesiones (La economia petrolera en Colombia, Banco de la republica 2012)
Con la entrada de la ANH regresaron los contratos de concesion en 2003, 100% de producción para el contratista a cambio de regalias e impuestos(La economia petrolera en Colombia, Banco de la republica 2012)
Con la ANH adicionalmente se dan mayores tiempos para exploracion y explotacion. (La economia petrolera en Colombia, Banco de la republica 2012)
El decreto 1760 de 2003 tambien modifico estructura de Ecopetrol y la convirtio en sociedad publica por acciones vinculada a lministerio de minas(La economia petrolera en Colombia, Banco de la republica 2012)
En Junio de 2006 con 540.732 bpd se convierte en el mes de mayor producción de petróleo en la historia de Colombia hasta ese momento (Carta petrolera dic-febrero 2007)
El 1 de febrero de 2006 se inicia en Bogota la venta de etanol, mezcla de gasolina y alcohol carburante (Carta petrolera diciembre-febrero 2007)
Los campos de Casanare (Cusiana, Cupiagua y Floreña) llegan al barril 1 Billon de producción (Carta petrolera diciembre-febrero 2007)
En 2006 el congreso de Colombia aprobo privatizacion de hasta 20% de la empresa Estatal Ecopetrol. "Podemos aun (2012) ofrecer al mercado un 8,3%" (CEO Ecopetrol, Gutierrez) (Colombia Oil & Gas 2012)
2007 primera oferta pública de Ecopetrol en Colombia y en septiembre de 2008 se lanza ADR en NYSE. Julio 2011 segunda emision por 2,5billones de pesos(La economia petrolera en Colombia, Banco de la republica 2012)
El ADR de Ecopetrol se empezó a transar el 18 de Septiembre de 2008, con una primera negociación de 1000 titulos a un precio de US$23 cada uno y cerro la jornada en US$24.7 con un volumen negociado cercano a los US$9 Millones (Carta petrolera Sept-Oct 2008)
Los ADR de Ecopetrol en USA representan 20 acciones de la empresa. Inicialmente el programa de ADR de Ecopetrol en USA es de US$500 Millones (Carta petrolera Septiembre-Octubre 2008)
El primer dia de negociación del ADR de Ecopetrol en NYSE se negociaron 347 mil ADR, equivalentes a 6’940.000 acciones ordinarias (Carta petrolera Septiembre-Octubre 2008)
En percepción, los terminos fiscales y contractuales de Colombia en petróleo superan a Peru, Brasil, Trinidad, Argentina, Ecuador (Arthur D Little Inc) (La economia petrolera en Colombia, Banco de la republica 2012)
En 2009 en la Bolsa de Toronto que es la que mas empresas petroleras tiene listadas en el mundo con 385 empresas petroleras, se listaron cinco empresas con operaciones centradas principalmente en Colombia: Petrominerales ltd, Alange Energy Corp, Petroamerica Oil Corp, Canacol Energy y Petrodorado ltd (Carta petrolera Enero-Marzo 2010)
En diciembre de 2009 se lista en la BVC, la petrolera canadiense, Pacific Rubiales, siendo la primera empresa extranjera en listarse en la bolsa Colombiana (Pacificrubiales.com)
En 2010 Ecopetrol compro a Hocol, empresa dedicada a la exploración y producción de hidrocarburos que pertenecía a la firma francesa Maurel & Prom y en ese momento producía cerca de 22 Mil bpd, en US$580 Millones mas US$162 Millones en capital de trabajo (Carta petrolera Enero-Marzo 2010)
Tras adquirir Hocol, Ecopetrol adquirió el 51% que tenia la firma Glencore desde 2006 en Reficar, con lo cual quedo con el 100% de la refinería de Cartagena. El negocio se concreto en US$549 Millones (Carta petrolera Enero-Marzo 2010)
En 2010 Ecopetrol anuncio la compra conjunta con la canadiense Talisman de los activos de BP en Colombia (BP Exploration Colombia Limited), con una participación de 51% Ecopetrol y 49% Talisman en una transacción de US$1750 Millones (Carta petrolera Julio-Septiembre 2010)
Los activos de BP concistian en reservas 2P (probadas y probables) de 94 Millones de bp y la producción de BP en Colombia en 2010 era de 24 Mil bped (Carta petrolera Julio-Septiembre 2010)
El Oleoducto Ocensa con 829 Km de extensión desde Cusiana y Cupiagua en el piedemonte llanero hasta el puerto de Coveñas es el Oleoducto mas importante de
Colombia y Ecopetrol es dueña del 60% tras comprar la parte que tenia Enbridge por US$417.8 Millones en 2010 (Carta petrolera Enero-Marzo 2010)
En Julio de 2010 se lista en la BVC la petrolera canadiense Canacol Energy (Canacolenergy.com)
En agosto de 2011 se lista en la BVC la petrolera canadiense Petrominerales ltd.(Petrominerales.com)
El 15 de Junio de 2012 nace Cenit, filial de Ecopetrol encargada del transporte y logística de hidrocarburos (Carta petrolera diciembre-febrero 2013)
A Cenit pasan todos los activos de transporte de Ecopetrol (Oleoductos y poliductos) incluidas las participaciones accionarias en Oleoducto Central S.A (Ocensa), Oleoducto de Colombia S.A (ODC), Oleoducto Bicentenario S.A.S, ODL Finance S.A, Serviport S.A y Ecopetrol Pipelines International Limited y concesiones portuarias (Carta petrolera diciembre-febrero 2013)
La capacidad de transporte de petroleo en Colombia es de 1,1millones bpd (barriles de petróleo diarios) y a finales de 2012 sera de 1,35millones bpd con la primera fase del oleoducto bicentenario(The Oil and Gas Year Colombia)
La segunda fase de modernizacion de refineria de Barrancabermeja (Colombia) se completara en 2017. Se incrementara produccion de 205mil a 300mil bopd(The Oil and Gas Year Colombia)
CONTRATOS DE CONCESION CON LA ANH:
Fase inicial de Exploracion: Esta fase inicial dura 6 años y puede ser prorrogada por hasta un máximo de 4 años más, siempre y cuando el contratista presente un programa de exploración adicional y renuncie a un 50% del area. (Petrominerales)
Fase de Evaluacion: Una vez declarado un descubrimiento y a petición del contratista, la fase de evaluación se inicia y dura hasta dos 2 años dependiendo del tamaño y el alcance del plan de evaluación propuesto. Si el plan de evaluación es de gas o crudo pesado se puden conceder 2 años adicionales debido a la complejidad de planificación y comercialización requerida (Petrominerales)
Fase de Explotacion y Produccion: Una vez la fase de evaluación se completa y el contratista declare la comercialidad, comienza la fase de Explotacion. Para cada campo productor esta fase dura 24 años. El contratista podrá obtener una prorroga mas alla de 24 años con un pago equivalente al 5% (para gas y crudo pesado) o un 10% (crudo liviano o medio) del valor de las reservas restantes (Petrominerales)
PUERTO DE COVEÑAS A la terminal de Coveñas llegan 3 oleoductos: el Oleoducto Caño Limon-Coveñas,
el Oleoducto de Colombia (ODC) y Ocensa (Carta Petrolera Marzo 2010)
El Oleoducto ODL pertenece 65% a Ecopetrol y 35% a Pacific Rubiales, tiene una longitud inicial de 235 Km, un diámetro de 24 pulgadas y capacidad de 170 bpd, su construcción duro 21 meses y concluyo en septiembre de 2009.
El Oleoducto ODL lleval el petróleo del campo rubiales a la estación Monterrey donde se diluye a 18.5 °API, para luego ser transportado a travez del oleoducto OCENSA hasta coveñas, como parte del flujo del crudo Castilla.
En 2009 se aprobó la expansión del oleoducto de 170 Mil bpd a 340 Mil bpd que se concluyo en diciembre de 2011
El Oleoducto OBC (Bicentenario) es 55.97% de Ecopetrol, 32.88% de Pacific Rubiales, 9.6% de Petrominerales, 0.5% Canacol, 0.5% C&C Energia y 0.5% Vetra E&P. Este Oleoducto se extiende desde Araguaney en Casanare hasta Coveñas.
El OBC tendrá 976 Km, inicialmente la fase 1 sera terminada a mediados del 2013 y tendrá 230 Km desde Araguaney hasta Banadia. Tendra una capacidad de 450 Mil bpd.
El oleoducto ODC o Oleoducto de Colombia recorre 481 Km desde Vasconia hasta la terminal de coveñas y tiene una capacidad de 210 Mil bpd
El oleoducto que conectara Coveñas con Cartagena se conoce como “Olecar”, tendrá una longitud de 130 Km
REGALIAS, GOVERNMENT TAKE Y STATE TAKE:
El Government take tienen en cuenta lo que se percibe por concepto de los impuestos, las regalías y los pagos a la entidad que administra los recursos petroleros de la nación. Estos pagos, por diferentes conceptos, están contemplados en el contrato que las compañías firman con el Estado de cada país (Carta petrolera Febrero-Mayo 2011)
El State take es la suma del Government take mas la participación que tiene el estado por cuenta de la empresa nacional de petróleo, que en el caso de Colombiano es Ecopetrol, en la que el gobierno ostenta una participación del 89.9%(Carta petrolera Feb-Mayo 2011)
Al sumar todos los campos, el Estado Colombiano se queda con cerca del 80% de la renta con su State take. Colombia esta a mitad de tabla en America en el ranking del State take, con una prospectividad media y unas reservas modestas(C. petrolera Feb-Mayo 2011)
Ecopetrol calcula que el Government take colombiano con la moderna ANH varia entre 40% y 64% para nuevos proyectos. El nivel mas bajo se presenta en campos pequeños con reservas menores a 5 Millones de barriles, donde es mas difícil lograr la viabilidad de los proyectos (Carta petrolera Febrero-Mayo 2011)
Si al Government take se le suma la participación de Ecopetrol para establecer el State take, puede llegar al 95% cuando el yacimiento es explotado al 100% por Ecopetrol, esto debido a que la nación recibe via dividendos una parte adicional de la renta petrolera (Carta petrolera Febrero-Mayo 2011)
Las Regalias según la constitución Politica de Colombia en el articulo 360 las define como una contraprestación económica de propiedad del Estado que se causa por la explotación de un recurso natural no renovable (ANH)
Las regalías petroleras en Colombia se dividen asi: para una producción menor a 5Mil bpd se paga 8%, para entre 5mil-125mil bpd se paga entre 8% y 20%, para una producción entre 125Mil-400Mil se paga el 20%.
Para una producción entre 400Mil-600Mil se paga entre 20% y 25% y para más de 600Mil bpd se paga 25%.
Para petróleos de menos de 15°API en Colombia se paga el 75% de las regalías aplicables a petróleos ligeros.
Pago por Participación en Precios Altos: Una vez que un area de explotación ha producido de forma acumulativa mas de 5 Millones de barriles de petróleo, determinados antes de la deducción de regalías, se paga un factor de 30% del precio neto recibido por encima de un umbral de precios, basado en la calidad del petróleo producido (Petrominerales)
Por ejemplo: en 2013 para un petróleo de calidad por encima de 29°API y un precio realizado de US$85/barril resulta en la aplicación de un porcentaje por Participación en Precios Altos del 35% ya que se encuentra entre 2Po y 3Po, lo cual es equivalente a una regalía incremental del 20,8% (Petrominerales)
(US$85 – US$34,55) = US$50,45. Ahora (US$50,45 x 35%) = US$17,66. Asi se tiene que (US$17,66 / US$85 ) x 100 representa el 20,8% de US$85. De esta manera para un campo de menos de 5000 barriles diarios las regalías totales al sumarle la Participacion por Precios Altos aumenta a 28,8% (8% + 20,8%) (Petrominerales)
RESERVAS, PRODUCCION Y CONSUMO DE PETROLEO
Colombia tuvo un consumo interno de petróleo en 2011 de 298 Mil bpd, permitiéndole exportar la mayoría de su producción (EIA)
En Colombia hay 8 cuencas de producción comercial de petróleo que son: Alto, Medio y bajo Magdalena, Llanos, Putumayo, Catatumbo, Cordillera Oriental y las cuencas de la Guajira. (Anuario Petrominerales 2012)
El petróleo extraido de los campos en estas cuencas se transporta a través de cinco oleoductos de los cuales cuatro se conectan con los campos de producción a la ciudad portuaria de Coveñas en el Caribe (Anuario Petrominerales 2012)
Colombia consume 110 mil barriles de diesel al dia (Carta petrolera dic-febrero 2013) Colombia producía en 2011 más de 1 millon de barriles equivalentes al dia (petróleo y
gas). El 90% se extrae en campos, la mayoría maduros, descubiertos bajo los esquemas de asociación vigentes desde 1974 hasta 2003. El 10% restante se extrae con el esquema de concesión moderno (Carta petrolera Febrero-Mayo 2011)
El factor de recuperación en 2010 en Ecopetrol estaba entre el 27% y el 29% cuando los promedios mundiales están entre 40% y 50% (Carta petrolera Julio-Septiembre 2010)
La formacion La Luna y Rosablanca en el magdalena medio es similar a the Eagle Ford en texas. Es shale oil y gas. (The Oil and Gas Year Colombia)
La formacion La Luna en magdalena medio se estima potencial en 30tcf (trillonones de pies cubicos) de gas(The Oil and Gas Year Colombia)
Ecopetrol esta haciendo pozo estratigrafico en La Luna-1. Ha perforado y sacado muestras de 350metros de roca en su programa de 700m(The Oil and Gas Year Colombia 2012)
Ecopetrol estima que Colombia tiene reservas petroleras potenciales de 47 billones de BOE(barriles equivalentes) (Colombia Oil & Gas 2012)
En 2008 las reservas probadas de Ecopetrol eran de 1.385 Millones bpd y a inicios de 2010 eran de 1.878 Millones de barriles (Carta petrolera Enero-Marzo 2010)
Ecopetrol tiene 1,86 billones de barriles de petroleo en reservas a 2012. Espera encontrar reservas adicionales de 5 billones de barriles en 10 años. (Colombia Oil & Gas 2012)
Ecopetrol espera encontrar reservas adicionales de 5 billones de barriles en 10 años, que incluye la adicion de 500millones de reservas 1P (Colombia Oil & Gas 2012)
Segun Federico Rengifo, el DPE estima que para 2030 en el peor escenario Colombia tendria 7.7Billones barriles de petroleo y en el mejor escenario Colombia en el 2030 podria tener 41Billones de barriles de petroleo en reservas segun el Federico Rengifo (Financial times)
Actualmente las reservas probadas de petroleo en Colombia son de 2.3 Billones de barriles asi que en el peor caso en 2030 habria gran mejoría (Financial times octubre 2012)
Colombia esta ranqueada mundialmente tercera por el numero de hallazgos de petroleo y gas durante 2007-2012,superada solo por Brasil y Australia(Oil and Gas financial journal 8-10-2012)
Colombia ha experimentado al rededor de 136 descubrimientos de oil y gas en los ultimos 5 años. (Oil and Gas financial journal 8-10-2012)
Ecopetrol invertirá US$9.5 Billones en 2013 y espera alcanzar una producción diaria de 798mil bpd desde los 780mil bpd en 2012. (Financial Times).
En los últimos cuatro años Ecopetrol ha incrementado su producción en 16% por año, y su producción representa más del 75% de la producción nacional. Su producción casi se ha duplicado desde los 400 mil bpd en 2007 (Financial Times).
En 2013 Ecopetrol espera recibir el desembolso de un préstamo por US$880 Millones del Export-Import Bank de USA que fue aprobado el año pasado (Financial Times).
Colombia se encuentra en el puesto 19 del top 30 de paises con reservas de petroleo aun por ser descubiertas con cerca de 60 Billones de boe(O&GJ Sep 2012)
Los fondos de pensiones en Colombia consiguen año a año más ingresos y necesitan invertir ese dinero. Al tener restricciones para colocarlo en el exterior, la mayoría de ese dinero va al mercado local, donde Ecopetrol es la acción mas importante y donde va la mayoría de ese dinero (Financial Times enero 2013).
En la grafica se nota la correlacion entre la cantidad de dinero que tienen los fondos de pension en Ecopetrol (línea azul) y su precio (línea purpura) (Financial Times enero 2013).
Las cuencas más representativas en Colombia son: Llanos orientales, valle medio del magdalena y valle alto del magdalena. (Oil and Gas financial journal 8-10-2012)
La producción promedio diaria del campo Cira-Infantas en Santander, paso de 5 mil barriles diarios en 2005 a 35mil bpd en 2012 y se calcula que llegara a 50 mil bpd en 3 años (Carta petrolera diciembre-febrero 2013)
A mediados de 2003 en su producción mas baja Ecopetrol decide de aplicar recuperación secundaria en alianza con Occidental Andina (Oxy) con experiencia en campos maduros, y el contrato fue firmado con la ANH el 6 de sept de 2005(Carta petrolera dic-feb 2013)
El campo se encuentra en el corregimiento El Centro a 22 Km de Barrancabermeja, y es el campo 100% de Ecopetrol mas extenso en Colombia con 160 Km cuadrados y 31 veredas de area de influencia directa (Carta petrolera diciembre-febrero 2013)
En la primera fase del contrato de Ecopetrol y Oxy en el Cira-Infantas, la Oxy realizaba el 100% de la inversión en la producción incremental y recibia el 48% de la producción. Ya en la IV fase Ecopetrol invierte el 48% y recibe el 52% de la producción (Carta petrolera diciembre-febrero 2013)
Cuando Ecopetrol recibió el campo Castilla de manos de la Chevron a finales del año 2000, este producía 18mil bpd, a finales del 2009 producia 92 Mil bpd. El campo hace parte del programa estratégico de crudos pesados de Ecopetrol (Carta petrolera Enero-Marzo 2010)
El campo Castilla se encuentra en el municipio de Castilla la Nueva en el Meta (Carta petrolera Enero-Marzo 2010)
A mediados de Junio de 2010 el campo Castilla alcanza los 100 Mil bpd. Ecopetrol lo opera directamente desde el año 2000 que lo recibió de la Chevron al finalizar el contrato de asociación (Carta petrolera Julio-Septiembre 2010)
PREC (Pacific Rubiales) planea invertir en los proximos 5 años US$1,6billones en exploracion, incluye perforar 200 pozos exploratorios (Colombia Oil&Gas2012)
La produccion de campo rubiales en 2011 sobrepasaba los 170mil bpd. PREC espera en 5 años doblar sus reservas 2P a 700millones de bp (Colombia Oil & Gas 2012)
Pacific Rubiales es la segunda empresa con mayor producción en Colombia y es la empresa petrolera independiente más grande de sur america. (Pacific Rubiales 2013)
Las reservas 2P de pacific rubiales son de 517 Millones boe en diciembre de 2012 de las cuales el 88% están en Colombia (Pacific Rubiales 2013)
Pacific Rubiales el 5 de Junio de 2012 compro PetroMagdalena Energy Corp por US$230,26 Millones y el 19 de Noviembre de 2012 adquirio a C&C Energy Ltd por US$500,39 Millones (Financial Times)
Petrominerales adquirió el 4 de Junio de 2012 Veraz Petroleum Peru SAC por US$5 Millones (Financial Times)
Canacol Energy adquirió a Shona Energy Co Inc el 15 de Octubre de 2012 por US$121,05 Millones (Financial Times)
Los pozos petroleros mas representativos de Colombia están en la siguiente tabla (Oil and Gas Journal Stadistics 2011)
REFINERIAS Y CAPACIDAD DE REFINACION EN COLOMBIA
RESERVASa 31 de diciembre
AÑO
CRUDO (millones de barriles)RELACION R/P (Años)
AÑO
GAS (Giga pies cúbicos)RELACION R/P
(Años)RESERVAS PROBADAS (1) (Mbbl)
PRODUCCION ANUAL (Mbbl)
INCORPORACION ANUAL (Mbbl)
RESERVAS (1)(Gpc)
PRODUCCION ANUAL (Gpc)
INCORPORACION ANUAL (Gpc)
2000 1.972 251 -68 7,9 2000 6.188 210 -243 29,52001 1.842 221 91 8,4 2001 7.489 218 1.519 34,42002 1.632 211 1 7,7 2002 7.187 220 -82 32,72003 1.542 198 108 7,8 2003 6.688 211 -288 31,72004 1.478 193 128 7,7 2004 7.212 224 748 32,12005 1.453 192 167 7,6 2005 7.527 236 552 31,82006 1.510 193 250 7,8 2006 7.349 248 70 29,62007 1.358 194 42 7,0 2007 7.084 (2) 266 2 26,62008 1.668 215 524 7,8 2008 7.277 (3) 319 512 22,82009 1.988 245 565 8,1 2009 8.460 (4) 371 1.554 22,82010 2.058 287 357 7,2 2010 7.058 (5) 398 -1.004 17,72011 2.259 334 535 6,8 2011 6.630 (6) 387 -41 17,12012 346 2012 423
Fuente: ANH
PRODUCCIÓNA DICIEMBRE 31 DE 2012
2012
Ene Feb Mar Abr May Jun Jul AgoSep
* Oct *Nov
* Dic *Promedio
diario anual
Producción crudo Ecopetrol - asociados (kbpd)
819 780 827 839 828 825 819 790 835 838 851 860
944Producción crudo contratos ANH (kbpd)
121 119 120 117 107 110 116 121 121 123 119 124
Producción crudo total (kbpd) 940 899 947 956 935 935 935 911 956 961 970 984
Comercialización gas Ecopetrol - asociados (Mpcd)
1.076 1.089 1.071 1.100 1.107 1.098 1.066 1.063 1.053
1.070
1.064
1.072
1.155Comercialización gas contratos ANH (Mpcd)
74 79 79 78 80 80 79 73 80 79 77 78
Comercialización gas total (Mpcd) 1.150 1.168 1.150 1.178 1.187 1.178 1.145 1.136 1.133
1.149
1.141
1.150Fuente: ANH
CUENCAS SEDIMENTARIAS
Cuenca Caguan-Putumayo: Formacion Generadora (FG): Villeta y Caballos. Formacion Productora o Reservorio (FP): Villeta, Caballos y Pepinos. (ANH)
Cuenca del Catatumbo: FG: Barco, Catatumbo, Luna, Capacho, Mercedes, Tibú. FP: Carbonera, Mirador, Cuervos, Barco, Catatumbo, Luna, Capacho, MitoJuan, Aguardiente, Tibu(ANH)
Cuenca Cauca-Patia: FG: Chimborazo, Nogales. FP:Nogales, Chimborazo,Guachinte, Ferreira (ANH)
Cuenca Cordillera Oriental: FG: Gacheta, Simiti. FP: Guadalupe, Umir, Barco, Mirador, Picacho, La Paz (ANH)
Cuenca Cesar-Rancheria: FG: Lagunitas, La Luna, Aguas Blancas. FP: La Jagua, Barco, Delicias, La Luna, Lagunitas, Aguas Blancas. (ANH)
Cuenca Sedimentaria de los Llanos Orientales: Formacion Generadora (FG): Carbonera, Los Cuervos,Gacheta. Formacion Productora (FP): Une, Mirador, Los Cuervos, Carbonera. (ANH)
Cuenca sedimentaria de la Guajira: FG: Colon, La Luna, Cogollo, Castilletes. FP: Uitpa, Jimol, Macarao, La Luna, Cogollo (ANH)
Cuenca del Valle Inferior Magdalena (VIM): FG: Porquero, Cienaga de Oro. FP: Porquero, Cienaga de Oro, Tubara (ANH)
Cuenca del Valle Medio Magdalena: FG:La Luna, Simiti, Tablazo. FP: LaPaz, Esmeraldas, Mugrosa, Colorado, LaLuna, Tablazo, Rosablanca (ANH)
Cuenca Sinu- San Jacinto: FG: Cienaga de Oro, Casona, Maco. FP: Cienga de Oro, Tolu Viejo, San Cayetano, Casona (ANH)
Formaciones del Prospecto Bromelia de Petrominerales: Carbonera, Mirador, Barco, Une. Estudiada: Barco. FP de la zona: Carbonera, Mirador y Une. Estan en estudio
En la cuenca Putumayo-Oriente-Maranon hay 95% de probabilidad que hallan 3.156 Millones de barriles de petroleo convencional sin descubrir(USGS 2012)
En la cuenca alta del magdalena hay 95% de probabilidad que hallan 163 millones de barriles de petroleo convencional sin descubrir (USGS 2012)
En la cuenca media del magdalena hay 95% dprobabilidad de encontrar 238 millones de barriles de petroleo convencioanal aun sin descubrir(USGS 2012)
En la cuenca baja del magdalena hay un 95% de probabilidad de econtrar 15millones de barriles de petroleo convencional aun sin descubrir (USGS 2012)
En la cuanca de la Guajira hay 95% de probabilidad de encontrar 6 millones de barriles de petroleo convencioanl aun sin descubrir (USGS 2012)
En la cuenca de los Llanos hay un 95% de probabilidad de econtrar 957 millones de barriles de petroleo convencional aun sin descubrir (USGS 2012)
TIPOS DE CRUDOS DE ECOPETROL Y DESTINOS DE VENTA:
Tipos de crudos de Ecopetrol: Cusiana(42°API, 0.11% de Azufre(S)); Caño Limon (29.5°API, 0.5% de S); South Blend (29°API, 0.8% de S); Vasconia(22,5°API, 1.027% de S); Castilla (Carta petrolera julio 2012)
A finales de los 90's el producto estrella de Ecopetrol eran los crudos livianos Caño Limon, Cusiana y Cupiagua (Carta petrolera julio 2012)
Hoy el producto estrella de Ecopetrol son los crudos pesados Castilla Blend, Magdalena Blend y Vasconia(crudo medio) (Carta petrolera julio2012 )
El Castilla Blend es una mezcla de crudo pesado de Castilla (Meta) con crudos livianos de campos del magdalena medio (Carta petrolera Agosto-Septiembre 2008)
64% del Castilla Blend se puede convertir en productos blancos (alto precio) como gasolina y diesel. 316.000bpd se exportaron de esta mezcla en 2011(Carta petrolera julio2012 )
En ultimo trimestre de 2011 el 64% del Castilla blend se valoro con relacion al BRENT y el 35% con relacion al MAYA(mexicano) ya no al WTI(Carta petrolera julio2012 )
El Magdalena blend se pueden convertir en productos blancos en un 76,4%, tiene 20,4°API y 1,6% de azufre(S) (Carta petrolera julio2012 )
El 82% del crudo Vasconia se negocia con referencia al BRENT y representa el 16% de exportaciones de Ecopetrol (Carta petrolera julio2012 )
El crudo Vasconia es un crudo intermedio-agrio con 24.3°API, y 1,03% de Azufre, menos agrio que el Castilla Blend y el Magdalena Blend. Las exportaciones del Vasconia promediaron en 2011, 72 Mil bpd de 100 Mil de producción total (Carta petrolera julio2012 )
PRINCIPALES CRUDOS DE EXPORTACION DE ECOPETROL
En 2008 las exportaciones de petróleo de Ecopetrol iban 10% a China, 25% a la costa Oeste de USA, 49% a la región del Golfo de USA y el restante 16% a destinos en Suramerica y el Caribe (Carta petrolera Agosto-Septiembre 2008)
En 2008 el 40% del petróleo de Ecopetrol se exportaba (Carta petrolera Agosto-Septiembre 2008)
En 2009 Ecopetrol exportaba 200 mil bpd, en 2010 exportaba 289 mil bpd (Carta petrolera Julio-Septiembre 2010)
En 2009 Ecopetrol producía 503 Mil bpd y en 2010 producia 589 Mil bpd (Carta petrolera Julio-Septiembre 2010)
A finales de 2009 el 32% del petróleo exportado por Ecopetrol iba para la China e India. Las exportaciones fueron 67 Millones bp de crudo Castilla, 8.4 Millones bp de crudo Vasconia, 8 Millones bp crudo South Blend, 1 Millon bp de crudo Nare, 1.4 Millones de barriles de productos limpios y 15.4 Millones de barriles de Fuel Oil (Carta petrolera Enero-Marzo 2010)
BIOCOMBUSTIBLES En Colombia hay más de 150 mil hectáreas sembradas para biocombustibles, 112 mil de
palma africana y 40 mil de caña de azúcar y tiene un potencial de 5 Millones de hectáreas. Esta industria actualmente abarca 70 mil empleos entre directos e indirectos (Carta petrolera diciembre-febrero 2013)
El biodiesel a lo largo de toda la cadena genera 16 mil empleos directos y un poco mas de 32 mil indirectos, mientras el etanol genera 7500 directos y 15 mil indirectos (Carta petrolera diciembre-febrero 2013)
Con seis plantas para la producción de biodiesel y seis para la producción de etanol, Colombia es el segundo mayor productor de biocombustibles en America Latina después de Brasil (Carta petrolera diciembre-febrero 2013)
El proceso para producir biodiesel comienza con el aceite de palma, que se extrae de los frutos de la palma de africana, que contienen un 21% de su peso en aceite. Luego este aceite es refinado que se somete al proceso denominado Transesterificacion, en el cual el aceite reacciona en presencia de metanol y se obtiene biodiesel y glicerina (Carta petrolera Septiembre 2010)
Ecodiesel Colombia se constituyo en 2007 y es una empresa cuyo capital es 50% de Ecopetrol y 50% de siete empresas palmeras del magdalena medio: Extractora Central S.A, Palmas Oleaginosas Bucarelia, Extractora Monterrey, Oleaginosas Las Brisas, Palmeras de Puerto Wilches, Palmas del cesar y Agroince Ltda y Cia S.C.A (Carta petrolera Septiembre 2010)
La primera planta de Ecodiesel Colombia produjo su primera gota de biodiesel en junio de 2010 y produciría 100 Mil toneladas de biodiesel por año, equivalentes a unos 2 Mil barriles por dia (Carta petrolera Septiembre 2010)
En la refinería de Barrancabermeja el diesel convencional se mezcla con un 2% de biodiesel procedente de Ecodiesel. Eso es lo que se conoce en medio de los profesionales del sector de biocombustibles como “mezcla B2”. (Carta petrolera Septiembre 2010)
La mezcla se entrega en Barrancabermeja al sistema nacional de poliductos que lo transporta hasta las plantas de los distribuidores mayoristas, donde se adiciona la cantidad restante de biodiesel de acuerdo a la normatividad vigente en cada area. Por ejemplo en Bogota la mezcla es de 5% de biodiesel (B5) (Carta petrolera Septiembre 2010)
A medida que la producción de biodiesel aumenta va desplazando mayor cantidad de volumen de diesel convencional. El biodiesel mejora la combustión de los vehículos al aumentar el índice de cetano del diesel, disminuye la concentración de azufre y aromaticos y aumenta el oxigeno en la combustión, que al ser una combustión mas completa significa menos emisiones (Carta petrolera Septiembre 2010)
GAS NATURAL EN COLOMBIA:
Al finalizar el 2010 el consumo de energía primaria total en Colombia había ascendido a 36,1 MTEP (Millones de toneladas equivalentes de petróleo) con un incremento del 2,4% frente al 2009 con 35,27 MTEP (Naturgas.com.co)
El gas natural representa el 24% del consumo de energía primaria en Colombia con un total de 8,74 MTEP (Naturgas.com.co)
A finales de 2011 en Colombia se habían convertido a gas natural 365.182 vehiculos (Naturgas.com.co)
La participación en la demanda nacional de gas natural de las refinerías en Colombia representan el 13% (Naturgas.com.co)
PRINCIPALES PETROLERAS EN COLOMBIA:
PETROMINERALES:
PACIFIC RUBIALES:
CANACOL ENERGY:
REFERENCIAS:
Revista Carta Petrolera. http://www.ecopetrol.com.co/contenido.aspx?catID=153&conID=39168
Enrique Lopez, Enrique Montes, Aarón Garavito, Maria Mercedes Collazos, Borradores de Economia, La Economia Petrolera en Colombia, Banco de la Republica de Colombia 2012.
M.S. Vassiliou, The A to Z of the petroleum industry, Scarecrow Press Inc. 2009 Pacific Rubiales, www.pacificrubiales.com Canacol Energy, www.canacolenergy.com Petrominerales ltd, www.petrominerales.com The Oil and Gas Year Colombia Colombia’s Oil & Gas Industry, 2012. OilandGasInvestor.com Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), www.anh.gov.co Financial times, www.ft.com Oil and Gas Financial Journal, www.ogfj.com Oil and Gas Journal . www.ogj.com US Geological Survey, www.usgs.gov. Naturgas, www.Naturgas.com.co U.S. Energy Information Administration, www.eia.gov
CORPORACIONES PETROLERAS:
SERVICIOS PETROLEROS:
Las cuatro grandes empresas de servicios petroleros en el mundo: Schlumberger, Halliburton, Baker Hughes y Weatherford International (The economist)
Schlumberger con oficinas centrales en Paris y Houston en 2011 gano US$5billones sobre ingresos de US$40billones. (the economist 2012)
Schlumberger tiene una capitalizacion bursatil de US$91billones mayor a petroleras como ENI($82Billones), STATOIL($75Billones)o Conoco-Philips($71Billones) .(the economist)
Mientras la produccion de petroleo en ese tiempo solo aumento 12%, las firmas de servicios petroleros crecieron 10% al año .(the economist)
En la ultima decada el gasto en exploracion y producción (E&P) de la industria petrolera mundial se cuadriplico.(the economist)
Entre las empresas de servicios propietarias de taladros que alquilan estos estan: Transocean, Seadrill, Noble y Rowan. Fabrican y venden tecnologia: FMC, Cameron, NOV.(the economist)
Las firmas de servicios petroleros (OFS) eran pequeñas en 1980 la mayoria. En 1990 empiezan a crecer mucho mas por la gran subcontratacion por parte de las grandes petroleras. (the economist)
Las grandes OFS hoy dia tienen probablemente mas patentes de aplicaciones petroleras que las grandes petroleras mundiales.(the economist)
Las grandes petroleras deciden donde y como perforar basadas en datos geofisicos provistos por las firmas de servicios petroleros (the economist)
La produccion global de campos petroleros maduros cae entre 2% y 6%/año. Mientras que la demanda mundial de petroleo crece entre 1% y 2%/año (the economist)
En el sector petrolero las tres firmas que mas invierten en investigacion y desarrollo(R&D) como porcentaje de sus ingresos son OFS's (the economist)
Schlumberger con ingresos de US$40billones invierte en R&D(Investigacion y desarrollo) casi lo mismo que ExxonMobil que tiene ingresos de US$434billones (the economist)
Anteriormente las grandes petroleras estatales contrataban las grandes petroleras privadas y ahora estan contratando a las OFS(the economist)
Rentar un gran taladro en aguas profundas cuesta US$500mil el dia y puede tomar 3 meses la perforacion de un pozo complicado(the economist)
Las OFS (firmas de servicios petroleros) que perforan en menos del tiempo estipulado hacen muchisimo dinero (the economist)
Australia es el país donde es mas caro la exploración y la producción offshore, debido a la revaluación del dólar australiano, la falta de mano de obra y la alta inflación. Mientras en el golfo de mexico el costo de la mano de obra es de US$68/hora, en Australia es de US$120/hora (Financial Times abril 2013)
La el nuevo barco plataforma de ultima generación de Noble Corporation, para perforaciones offshore, el Bob Douglas, que esta en fabricación en Ulsan (Corea del Sur) por la Hyundai Heavy Industries, tendrá un costo de US$600 Millones (Financial Times abril 2013)
El costo de alquiler diario de estos barcos plataformas de nueva generación alcanzan los US$618 Mil/diarios, que es mas del doble de lo que vale el alquiler de un Airbus A-320 durante un mes (Financial Times abril 2013)
Los gastos de capital en la industria petrolera se han triplicado en la ultima década llegando en 2011 a US$550 Billones (Financial Times abril 2013)
El factor de reemplazo de reservas en las mas grandes petroleras Europeas en 2011 solo fue del 92%, lo cual indica que los nuevos hallazgos no alcanzor a reemplazar la producción (Financial Times abril 2013)
En el mercado del petróleo, el pequeño grupo de países denominados BRIK (Brasil, Rusia, Irak y Kazakhstan) con los mayores hallazgos de los últimos tiempos, se espera cambien el mapa de la producción petrolera en la próxima década (Financial Times abril 2013)
EMPRESAS PETROLERAS:
El factor común en las grandes petroleras mundiales privadas es el aumento en el gasto de capital o Capex. En muchos casos el flujo de capital de las operaciones fue insuficiente para cubrir el Capex y los dividendos, obligando como resultado a algunas compañías a pedir prestado o vender activos para cubrir el faltante (Financial times Agosto 2013)
Las Petroleras independientes están creciendo al 30% al año, mientras las grandes petroleras se esfuerzan por mantenerse planas (Financial times Agosto 2013)
Como grupo las 5 grandes Exxon Mobil, Total, Chevron, Shell y BP fueron superadas por el S&P 500 por mas de 15% desde hace un año a la fecha (Financial times Agosto 2013)
Los grupos energéticos experimentaron similares contracciones en 1999 y cerca de 2009, debido a caídas de los precios del petróleo, pero ahora es diferente, ya que el petróleo tiene precios altos, pero el flujo de caja esta cayendo y el Capex aumenta (Financial times Agosto 2013)
Esto se debe a que las compañías están introduciéndose cada vez mas en terrenos mas remotos, técnicamente mas desafiantes y fronteras con requerimientos de capital mas intensivos (Financial times Agosto 2013)
Entre estas fronteras están las arenas bituminosas de Canada, el shale oil en USA, el pre-sal en Brasil y la exploración en el artico, que son mucho mas costosas que los campos convencionales como los del medio oriente (Financial times Agosto 2013)
Las petroleras estatales en el mundo son dueñas del 73% de las reservas y el 63% de la producción de petróleo mundial, y del 68% de reservas y el 52% de producción de gas. (Fossil fuels)
Las petroleras independientes tienen un dueño o un pequeño grupo de socios y se enfocan en el flujo de caja y el crecimiento mas que en las ganancias(Oil the next Revolution, Harvard Kenedy School)
Las petroleras independientes van donde los criterios financieros de las grandes petroleras privadas o estatales no se los permiten(Oil the next Revolution, Harvard Kenedy School)
Las compañías petroleras independientes, su nicho son las fronteras de alto riesgo-altas recompensas con potenciales inciertos (Oil the next Revolution, Harvard Kenedy School)
68% del petróleo producido en USA y 82% del gas es producido por pequeñas empresas petroleras (Scientific american)
En USA y Canadá se encuentra el 65% de todas las maquinas perforadoras existente en el mundo (Oil the next Revolution, Harvard Kenedy School)
Sinopec es 76% del gobierno Chino y el restante es publico, Eni es 30% del gobierno Italiano, PetroChina es 86% del gobierno, Statoil es 63% del gobierno Noruego, Petrobras es 32% del gobierno Brasilero, GazProm es 51% del gobierno Ruso, Rosneft es 89% del gobierno Ruso y ONGC es 84% del gobierno (Oil and Gas Financial Journal febrero 2012)
Las 5 más grandes compañias petroleras ganan alrededor del 75% de las ganancias que deja el negocio. En 2007 el petroleo dio ganancias de US$1.9 Trillones.
Talisman Energy, cambio inesperadamente de CEO, avivando especulaciones que podria ser la proxima compañia independiente en ser absorbida(Financial times Junio2012)
Talisman Energy abandona sus trabajos exploratorios en Peru,que comenzo desde 2004 al no poder construir una posicion competitiva (Oil & Gas Journal Agosto 2012)
Cerca del 10% de los negocios de Nexen se encuentran en USA, el resto esta en Canada, Mar del Norte, Nigeria, Yemen y Colombia.(Financial times)
Las 3 mas grandes petroleras de China son: CNOOC(China National offshore Oil Corpotation), CNPC(China National Petroleum Corp), Sinopec(China Petrochemical Corp)(Financial times)
La corporacion nacional china de petroleo CNPC declaro que solo tienen instalaciones para procesar unos pocos cientos de miles de barriles de petroleo pesado(Oil & Gas Journal)
Sinopec Intenational Petroleum Exploration & Production Corp planea comprar 50% de la participación de Chesapeake Energy Corp en Mississipi Lime Oil en Oklahoma por US$1,02 Billones (Oil and Gas Journal marzo 2013)
La compra de Sinopec involucraría 850 Mil acres de los cuales 425 Mil acres quedarían para Sinopec. La producción del total de la participación de Chesapeake es de 34 Mil boe/d en el cuarto cuarto de 2012 (Oil and Gas Journal marzo 2013)
Cerca de 45% de la producción es petróleo crudo y 46% gas y el resto NGL. A diciembre 31 de 2012 las reservas probadas eran de 140 Millones de boe asociados al joint venture (Asociacion) (Oil and Gas Journal marzo 2013)
La absorcion por parte de CNOOC de la canadiense Nexen por US$15.1 Billones fue aprobada por el Comité de Inversiones Extranjeras (CFIUS) de USA, que es la agencia que evalua las transacciones que pueden afectar la seguridad del país (mining.com febrero 2013)
Chesapeak es el segundo mayor productor de gas en USA después de ExxonMobil Corp (Oil and Gas Journal marzo 2013)
La empresa petrolera estatal más grande del mundo es Saudi Aramco, de Arabia Saudita y la empresa de gas más grande del mundo es Gazprom de Rusia.
En Statoil (Noruega) el promedio de precio del petróleo para librar los costos en shale oil en Dakota del Norte esta entre US$50-60(Financial times Junio)
Mr. Maloney presidente de Statoil, la petrolera Noruega, dice que el impacto y preocupación por el petróleo barato solo depende de cuanto tiempo se mantenga barato(Financial times Junio 2012)
“La reciente baja del precio del petróleo preocupa la producción del shail oil en Bakken y el resto de USA” Mr. Maloney (Financial times)
BHP Billiton reporta fuertes retornos de la inversion en shale oil en Eagle Ford texas. Varios pozos exceden el 100% en la tasa de retorno (Oil & Gas Journal)
BHP Billiton se ha ido transformando en los últimos 5 años un un productor significativo de petróleo y gas. En los últimos 6 meses de 2012 el area de petróleo y gas fue la segunda en generar mas ingresos a la compañía (Financial Times febrero 2013)
En el ultimo año BHP Billiton ha tenido que devaluar varias activos petroleros que compraron en 2011 ante los bajos precios del gas al igual que activos de niquel en Australia debido a los bajos precios y el alto precio del dólar Australiano (Financial Times febrero 2013)
Petrohawk ha sido la mayor adquisición en la historia de BHP Billiton por US$12.1 Billones, que era una compañía independiente de petróleo y gas en USA y que ha convertido a BHP en un grupo integrado de recursos naturales (Financial Times febrero 2013)
Gran tierra registro una reducción de produccion a 30 Junio de 33% debido a disrupciones en oleoductos a un promedio de 10308bp/d (Oil&Gas)
Gran tierra produce a 30 de junio 10308bpd en Colombia; 3693boe/d en Argentina y 126 bpd en Brasil. Buen desempeño de Costocayo en putumayo(Oil & Gas Journal)
ExxonMobil tiene reservas mundiales de petróleo de 10.1 Billones de barriles, Chevron 6.4 Billones, ConocoPhillips 3.8 Billones, Ecopetrol tiene 1.9 Billones (Oil & Gas Journal Agosto 2012)
Chevron produce al año 676 Millones barriles de petroleo, aproximadamente 1.85Millones de barriles de petróleo diarios. ExxonMobile 662 Millones bp/año o 1.81 Mbpd. ConocoPhillips 274 Millones bp/año o 750mil bpd(Oil & Gas Journal Agosto 2012)
ExxonMobile en 2011 gano US$42.2Billones, Chevron US$27 Billones, ConocoPhillips US$12,5 Billones, Occidental petroleum US$6,8 Billones (Oil & Gas Journal)
EL 31 de Agosto el Departamento de Energia(DOE)de USA presto 1 Millon de barriles de petróleo la refineria Marathon petroleum Co. provenientes de reservas estrategicas (Oil & Gas Journal)
ExxonMobil pagara alrededor de $2 Billones en efectivo y activos a Denbury Resources para adquirir derechos de exploracion de 196mil acres en Bakken(Bloomberg)
Shell firma contrato a 10 años con Transocean Ltd para construcción de 4 nuevas plataformas de aguas profundas de posicionamiento dinamico (Oil & Gas Journal Octubre 2012)
El contrato de Royal Dutch Shell PLC con Transocean Ltd es por US$3 Billones excluyendo intereses. Seran construidas en astilleros de Daewoo en Corea del Sur (Oil & Gas Journal Octubre 2012)
Shell, BP, y VITOL la mayor comerciante independiente de petroleo del mundo entre otras estan detras de licencias para exportar petroleo desde USA (Financial times)
Hay rumores de que Anadarko venderia sus posiciones en Mozambique a la Shell. (oilprice. com)
VITOL comercia casi 400 Millones de toneladas de petroleo y derivados al año (1Tonelada de petroleo=7,33 barriles)(Earth Wars)
“He vendido VLCC’s (Very Large Crude Carriers) de Dubai a US$7 el barril en 1987 y tristemente comprado VLCCs de Nigeria a US$147 en 2008” (Ian Taylor de Vitol)
Vitol es una empresa privada que no revela públicamente sus ganancias, vio ingresos en 2012 de mas de US$303 Billones, un incremento de US$6 Billones respecto a 2011, incluso con los volúmenes de productos que la compañía distribuyo cayera de 273 millones de toneladas en 2011 a 261 millones en 2012 (Financial Times marzo 2013)
Los mayores comercializadores de petroleo del mundo son: Vitol(Suiza), Glencore, Trafigura, Gunvor, Mercuria y las filiales de BP, Shell y Total(Financial times)
Petroleras Rusas: 1.Gazprom, 2.Rosneft, 3.Lukoil, 4.TNK-BP, 5.Gazprom Neft, 6.Surguneftegas, 7.Tatneft, 8.Bashneft, 9.Novatek, 10.Russneft (Earth Wars)
LUKOIL es privada y produce 18% del petroleo Ruso y expresa tener las mayores reservas probadas privadas mundiales con 17.3Billones bp(Earth Wars)
Gazprom llega a acuerdo para empezar construccion del proyecto South Stream, un oleoducto que transportara 63 Billones mc (metros cubicos de gas) al año hacia Europa (Financial Times)
El oleoducto South Stream costara US$19 Billones y evitara dependencia de los oleoductos de Ucrania al no pasar por alli (Financial Times)
Kinder Morgan es la mas grande compañia de MIDSTREAM (transporte, procesado y almacenamiento) de hidrocarburos en USA y la cuarta compañia del sector energético en Norte America (RBN ENERGY)
Kinder Morgan es la tercera más grande firma de energia en USA. Tiene 75mil Millas de oleoductos y 180 terminales de almacenamiento(Forbes)
En los 180 terminales de almacenamiento Kinder Morgan tiene una capacidad de manejo de 2.5 Millones bp y 55 Billones de pies cubicos de gas/dia (Forbes)
Con un movimiento diario en USA de 6.2 Millones de bpd local y 65 Billones de pies cubicos(pc) de gas/dia, Kinder Morgan toma su tajada con sus intalaciones(Forbes)
Kinder Morgan y otros operadores de oleoductos cobran por transportar un barril de petroleo a traves del pais US$5/barril (Forbes)
Transportar a traves del pais (USA) un barril de petroleo en tren cuesta US$10/barril y en camion US$20/barril (Forbes)
La petrolera McMoran desde 2009 estuvo perforando el pozo Davy Jones No.1 de 29mil pies(8.7Km)de profundidad en el golfo de mexico(Bloomberg nov 2012)
El 26 de Noviembre las primeras pruebas no se pudieron hacer por problemas técnicos. Se han invertido US$961Millones en el proyecto(Bloomberg nov 2012)
Las herramientas de perforacion convencionales se deforman a esta profundidad por la temperatura. McMoran va en busca de trillones en reservas de gas(Bloomberg)
Transocean el contratista del traladro Deepwater Horizon, contratado por BP e involucrado en el derrame en el golfo de Mexico en 2010 llego a un acuerdo con el departamento de justicia de USA para pagar US$1.4 Billones (Financial Times)
La adquisición de TNK-BP por Rosneft por US$55 Billones creo una nueva super petrolera. Con esta adquision Rosneft queda con una producción de 4.1 Millones bpd en 2013, que es un 37% de la producción Rusa y casi 5% de la producción mundial (Financial times abril 2013)
Despues de cerrado el trato, Rosneft firmo un acuerdo de suplir a China durante 25 años con 620 Mil bpd, y Rosneft obtuvo un préstamo de US$2 Billones del China Development Bank como avance (Financial times abril 2013)
Actualmente Rosneft abastece a China con 300 Mil bpd a través del Eastern Siberian Oil Pipeline (ESPO) que va de Skovorodino en Rusia a Daqing en China. Este oleoducto transporta a su mayor capacidad, por lo cual tiene que ser ampliado. Se espera una ampliación de 100 Mil bpd para 2017 (Financial times abril 2013)
La producción petrolera de Italia es de 101 Mil bpd o tan solo el 7% de su demanda. Italia gasta US$78 Billones anualmente importando petróleo y gas (Bloomberg businessweek Junio 2013)
Se espera que el descubrimiento de Eni en el campo Basilicata pueda duplicar la producción italiana y disminuir sus importaciones de petróleo y gas en $5 Billones de Euros y crear 20 mil empleos, en un país con una desempleo juvenil del 36% (Bloomberg businessweek Junio 2013)
Indonesia fue el país donde nació Shell para la industria petrolera. Indonesia esta pasando de ser un exportador neto de petróleo y gas a escala global a un importador, debido a la creciente demanda interna. Se estima que Indonesia será importador de LNG para 2018 (Oil & Gas Journal septiembre 2013).
La demanda de energía de Indonesia en la última década ha aumentado 50% y ha sobrepasado a Australia en términos de demanda de energía. Indonesia tiene 10 veces la población de Australia y es la cuarta mayor población globalmente, lo que augura aun mayores crecimientos de su demanda energética (Oil & Gas Journal septiembre 2013).
La empresa petrolera estatal de Indonesia es Pertamina. La producción de Indonesia ha caído de 1.7 Millones de barriles diarios en 1991 a 918 Mil bpd en 2012. La producción ha caído por debajo de la demanda en 2004 y actualmente importa 500 Mil barriles de petróleo al año (Oil & Gas Journal septiembre 2013).
Ineos es una de las compañías privadas más grandes de Inglaterra. Es una empresa química que creció comprando los activos de subsidiarias no deseadas por los grupos petroleros y químicos de talla mundial como BP, ICI y BASF, convirtiéndola en uno de los grupos químicos mas grandes del mundo (Financial times septiembre 2013)
Ineos tiene ventas anuales por US$43 Billones en 2011 y tiene 51 plantas de manufactura en 11 paises. Su mayor accionista es el CEO Jim Ratcliffe (Financial times septiembre 2013)
EMPRESAS DE GAS PROPANO (LPG):
Geogas es una de las empresas mas veteranas en el comercio internacional de LPG (Propano). La compañía fue fundada en 1979 en Genova y se considera asi misma la compañía mas grande en el comercio internacional de propano (RBNenergy.com agosto 2013)
Petredec Limited es una comercializados de propano con base en las Bermudas. Fue creada en 1980 y es el resultado de la fusión de Petrolane y la compañía Saudita Redec propano (RBNenergy.com agosto 2013)
Vitol tiene sus cuarteles generales en Genova (Suiza), fue fundada en 1966, es una de las compañías privadas internacionales más grandes. Vitol además construye terminales y provee servicios de refinación propano (RBNenergy.com agosto 2013)
Statoil la gigante Noruega tiene operaciones en 41 paises y entre su miríada de negocios comercian con Propano (LPG) producido por la misma empresa. Noruega es uno de los principales exportadores de LPG del mundo. Mas de la mitad de sus ventas van al noroeste de europa mediante pequeños barcos propano (RBNenergy.com agosto 2013)
Trafigura es un líder en el comercio de comodities y es muy activa en el comercio de propano. La compañía esta involucrada en el comercio, transporte, minería y otra gran cantidad de negocios propano (RBNenergy.com agosto 2013)
REFERENCIAS:
Geoff Hiscock, Earth Wars, the battles for global Resources, Wiley 2012 The Economist. www.economist.com/ Britanica Educational Publishing, Fossil Fuels, energy: past, present and future, 2012. Leonardo Maugeri, Oil the next Revolution,The Unprecedented Upsurge of Oil Production
Capacity and What it Means for the World, Harvard Kenedy School 2012. Scientific American, www.scientificamerican.com Oil and Gas Journal . www.ogj.com Financial times, www.ft.com Mining.com www.mining.com Oilprice.com. http://oilprice.com/ RBN Energy LLC. www.rbnenergy.com Forbes, www.forbes.com Bloomberg Businessweek, www.businessweek.com
ASPECTOS ECONOMICOS DEL PETROLEO
La industria minera y Petrolera necesita grandes inyecciones de capital como resultado de los grandes costos de desarrollo y el gran nivel de maquinización necesaria para asegurar una gran productividad en una economía de escala (The Mining Valuation Handbook: Mining and Energy Valuation for Investors and Management )
El primer objetivo de una empresa minera o petrolera es encontrar, desarrollar y extraer los recursos minerales (The Mining Valuation Handbook: Mining and Energy Valuation for Investors and Management )
Procesos llevados en minería y petroleo: Exploracion, definición del tamaño del hallazgo, definición del tenor o calidad, estudio de factibilidad, desarrollo del proyecto, extracción, procesamiento, refinación (The Mining Valuation Handbook: Mining and Energy Valuation for Investors and Management )
En el mercado de valores, el sector minero y petrolero tienden a ser más volátiles que el sector industrial. El sector minero y petrolero tienden a entregar mayores retornos en menor tiempo, pero esto esta balanceado por el alto riesgo, ya que el sector minero y petrolero pueden caer mas abruptamente (The Mining Valuation Handbook: Mining and Energy Valuation for Investors and Management)
Una característica única del sector minero y petrolero que los diferencia del sector industrial es la necesidad de explorar con el fin de encontrar y definir hallazgos económicamente viables en los cuales desarrollar complejos mineros y petroleros (The Mining Valuation Handbook: Mining and Energy Valuation for Investors and Management)
Otra característica que diferencia al sector minero y petrolero del industrial es el que el objeto empresarial en la minería y petroleo son reservas finitas, mientras que en el industrial en teoría pueden seguir operando indefinidamente (The Mining Valuation Handbook: Mining and Energy Valuation for Investors and Management )
La minería como la industria petrolera dependen de la economía de escala debido a que sus productos tienen poco valor agregado al ser materias primas, por lo tanto es necesario mover grandes tonelajes o cantidades de manera eficiente (The Mining Valuation Handbook: Mining and Energy Valuation for Investors and Management )
Las empresas mineras y petroleras son tomadoras de precios y no determinadoras de precios, ya que dependen de los precios impuestos internacionalmente por la oferta y la demanda, sobre los cuales no tienen el control (The Mining Valuation Handbook: Mining and Energy Valuation for Investors and Management )
La oferta se relaciona con la escaces de la materia prima, la estructura de la industria y el tiempo que le toma en responder a la oferta a cambios en las condiciones de la demanda (The Mining Valuation Handbook: Mining and Energy Valuation for Investors and Management )
La demanda cambia con el desarrollo de las economías y está en función del crecimiento económico (The Mining Valuation Handbook: Mining and Energy Valuation for Investors and Management )
En el largo plazo la oferta se acopla con la demanda al costo marginal de producción. (The Mining Valuation Handbook: Mining and Energy Valuation for Investors and Management)
Mientras que en el corto plazo si los precios son muy altos, la demanda puede ser afectada por la sustitución por otro producto que cumpla la misma función a precios mas comodos y si la demanda sube y los precios son muy bajos, el cierre de minas o pozos conllevara a una reducción en la oferta (The Mining Valuation Handbook: Mining and Energy Valuation for Investors and Management )
Estudios empíricos de predicciones pasadas de los precios de los minerales e hidrocarburos han demostrado que la efectividad de las estimaciones es muy baja. El mundo de las materias primas es muy complejo y muy a menudo sucesos inesperados causan que los mercados tomen caminos diferentes a los consensos de las estimaciones (The Mining Valuation Handbook: Mining and Energy Valuation for Investors and Management )
Cuando una materia prima sube de precio, los limites del tenor o caracteristicas del petroleo bajan por que los altos precios permiten que menores teneros o petróleos no convencionales sean económicamente explotables (The Mining Valuation Handbook: Mining and Energy Valuation for Investors and Management )
Muchas plantas cuando los precios suben pueden funcionar procesando mineral de menor tenor para producir menor cantidad de metal. Asi en el corto y mediano plazo se produce menor cantidad de materia prima cuando los precios suben, de esta manera aumentándose la deficiencia de oferta que fue lo que originalmente hizo subir los precios, produciendo que estos sigan subiendo (The Mining Valuation Handbook: Mining and Energy Valuation for Investors and Management )
Cuando los precios bajan, las compañías mineras producen mas metal para mantener los ingresos y de esta manera, ocacionan que en el corto y mediano plazo los precios sigan abajo, al aumentarse la oferta (The Mining Valuation Handbook: Mining and Energy Valuation for Investors and Management )
En el largo plazo los precios altos originan sustitución del mineral por otros similares y el surgimiento de nuevos proyectos mineros entusiasmados por los altos precios y de esta manera produciendo un balance en el mercado (The Mining Valuation Handbook: Mining and Energy Valuation for Investors and Management )
En raras ocaciones, como en el aluminio los mayores productores ante bajos precios disminuyen sus operaciones en el corto plazo para ayudar a que los precios se recuperen al disminuir la oferta (The Mining Valuation Handbook: Mining and Energy Valuation for Investors and Management )
Los niveles de inventarios muestran el radio inventario/demanda en semanas. En otras palabras, el numero de semanas que los niveles actuales de inventario alcanzarían si toda la producción cesara de un momento a otro(The Mining Valuation Handbook: Mining and Energy Valuation for Investors and Management )
Cuando el radio inventario/demanda aumenta los precios bajan debido a que eso significa que hay suficiente oferta (The Mining Valuation Handbook: Mining and Energy Valuation for Investors and Management )
La primera y con frecuencia la estancia mas critica en la evaluación de una compañía minera es el programa de exploración. Su importancia e impacto potencial en el valor de
mercado de una compañía no puede ser desestimado. Esta es además una de las estancias mas difíciles de evaluar debido a la falta de datos (The Mining Valuation Handbook: Mining and Energy Valuation for Investors and Management )
El componente de valor agregado debido a una exitosa y significativo hallazgo exploratorio puede ser muchas veces el valor inicial de la compañía (The Mining Valuation Handbook: Mining and Energy Valuation for Investors and Management )
Tan importante como es para la compañía los éxitos exploratorios, es difícil la predicción de resultados producto de dicha exploración con anticipación, particularmente para los inversores fuera de la compañia(The Mining Valuation Handbook: Mining and Energy Valuation for Investors and Management )
La exploración se divide en los siguientes componentes claves: Estudios regionales y selección de areas. Reconocimiento aéreo y en tierra. Evaluacion detallada de superficie. Evaluacion de sub-superficie y pozos exploratorios (The Mining Valuation Handbook: Mining and Energy Valuation for Investors and Management )
El objetivo principal es localizar puntos clave para perforar, la mayoría de las veces escondidos bajo aluviones, lateritas, o estratos superpuestos como sedimentos delgados o sedimentos volcánicos, mediante el uso de técnicas geológicas apropiadas (The Mining Valuation Handbook: Mining and Energy Valuation for Investors and Management )
La exploración es importante para entender tres aspectos críticos de la mineralización: el tenor o calidad del petroleo, el volumen o masa y la continuidad de la mena o del reservorio (The Mining Valuation Handbook: Mining and Energy Valuation for Investors and Management )
EVALUACION ECONOMICA DE UN POZO PETROLERO:
La metodología para calcular la rentabilidad de un pozo productor de gas o petróleo es bastante compleja, requiriendo sofisticados modelos y expertos, sin embargo es posible hacer una aproximación a la economía de la producción usando una aproximación relativamente sencilla (RBNenergy.com septiembre 2013)
Esta aproximación se basa en ocho factores: 1. Costo de perforación y completacion : es el costo de perforar el pozo y dejarlo apto para la producción (RBNenergy.com septiembre 2013)
2. Costos operativos: son los costos en que se incurre en operar y hacerle mantenimiento al pozo (RBNenergy.com septiembre 2013)
3. Impuestos de producción: son los impuestos pagados a las entidades gubernamentales basados en la producción del pozo (RBNenergy.com septiembre 2013)
4. Las regalías: la cantidad adeudada al propietario de los derechos mineros donde el pozo esta localizado (RBNenergy.com septiembre 2013)
5. Tasa inicial de producción: es la tasa de flujo a la que inicialmente empieza a producir el pozo (RBNenergy.com septiembre 2013)
6. Curva de declinamiento: La tasa de declinamiento de la producción a lo largo de la vida productiva del pozo (RBNenergy.com septiembre 2013)
7. EUR (Estimated Ultimate Recovery): es el volumen total de petróleo o gas que eventualmente será extraido en toda la vida productiva del pozo (RBNenergy.com septiembre 2013)
8. Precio del comoditie: El precio al que el petróleo o el gas es vendido (RBNenergy.com septiembre 2013)
Los costos de perforación van en función de la profundidad de la formación y la extencion de los pozos horizontales. Por ejemplo en 2012 en Haynesville el costo promedio aproximado de un pozo de 11.500 pies de profundidad y 7.000 pies de extensión de ramal lateral era de US$4.5 Millones (RBNenergy.com septiembre 2013)
Los costos de perforacion incluyen la preparación del terreno que en Haynesville representa por ejemplo el 10% de los costos, e incluye la construcción de vías, nivelación del terreno, y la construcción de areas de retención de fluidos (RBNenergy.com septiembre 2013)
Uno de los mayores costos en la perforación es la consecución del taladro, rentarlo durante la duración de la perforación y luego retornalo al proveedor. En haynesville representan el 26% de los costos de perforación (RBNenergy.com septiembre 2013)
Los mayores costos en la perforación son la perforación en si, conseguir la profundidad deseada y la extensión lateral requerida, luego cementarlo. Estos son costos variables que dependen de la profundidad y requieren consumo de combustible. En Haynesville representan 38% de los costos de perforación (RBNenergy.com septiembre 2013)
El entubado para proveer integridad al pozo representa el 26% de los costos de perforacion en Haynesville (RBNenergy.com septiembre 2013)
Los costos de completacion dependen de las diferentes etapas de fracturamiento. En 2012 en Haynesville los costos de completacion involucabran 12 etapas de fracturamiento que tenían un costo de US$4.5 Millones adicionales a la perforación. (RBNenergy.com septiembre 2013)
El desempeño del fracturamiento requiere de grandes cantidades de camiones y equipos alquilados, apuntalante, ingenieros, trabajadores y supervisores, y muchos costos de movilización y desmovilización. (RBNenergy.com septiembre 2013)
La estimulación en la completacion representa el 66% de los costos. En haynesville se usan 2250 toneladas de apuntalante a US$300/tonelada. (RBNenergy.com septiembre 2013)
El uso del agua en la completacion y la perforación representan 30% de los costos. Las regulaciones ambientales requieren de costosos tratamientos y disposición de aguas. En Haynesville algunos pozos requieren 160 Mil barriles diarios de agua para el fracturamiento (RBNenergy.com septiembre 2013)
La completacion requiere de tuberías en superficie y equipamiento para todo el proceso y representan 4% de los costos de la completacion (RBNenergy.com septiembre 2013)
Para justificar la viabilidad de perforar un pozo petrolero se estudian su Valor Presente Neto y la Tasa Interna de Retorno, como en cualquier otra oportunidad de inversion (RBNenergy.com septiembre 2013)
Los pozos no convencionales de shale, se caracterizan por altas tasas iniciales de producción y rapidas tasas de declinamiento, pero la alta producción inicial provee a los perforadores de un rápido retorno de su inversión, lo que hace estos pozos bastante atractivos (RBNenergy.com septiembre 2013)
Los costos variables en la perforación de un pozo no convencional de shale se agrupan de dos grandes grupos, que son los gastos operativos, regalías e impuestos. Conceptualmente estos son todos los gastos directamente asociados con la operación de un pozo, y son cuatificados en base a las cantidades producidas. En Haynesville los costos operativos típicos son de US$0.8/MMcfd (RBNenergy.com septiembre 2013)
Los costos operativos incluyen los costos laborales tanto de operación como de mantenimiento, Disposición de aguas, gastos en combustibles en bombas y equipos, seguros, etc. Tambien los gastos en transporte, bombas y equipos para dejar el producto listo para la venta (RBNenergy.com septiembre 2013)
En Haynesville, Louisiana las regalías son del 25% (RBNenergy.com septiembre 2013) La tasa de descuento es usada para determinar el valor presente neto de los flujos futuros
de efectivo y muestra a la compañía el costo de oportunidad (RBNenergy.com septiembre 2013)
Hay tres variables críticas para determinar la producción de un pozo. Una es la Tasa de Produccion Inicial, que en haynesvilles es la tasa de producción del primer mes, la segunda es la tasa de declinación, que es la tasa a la que declina la producción con el tiempo y el EUR que significa el volumen total final que se puede extraer del pozo (RBNenergy.com septiembre 2013)
Debido a las altas tasas de producción inicial, la producción acumulada crece rápidamente en los primeros años y luego continua creciendo a tasas mucho mas bajas durante el resto de vida productiva del pozo (RBNenergy.com septiembre 2013)
Es típico en los pozos de shale, que más de la mitad del EUR se produzca durante los primeros años de producción. Por ejemplo en Haynesville en toda la vida productiva de un pozo los ingresos totales podrían ser de US$20 Millones, y US$9.5 Millones pueden ser recuperados en los primeros 4 años. Esa relativamente alta tasa de retorno es un factor importante en la economía de los pozos de shale (RBNenergy.com septiembre 2013)
Recuperacion máxima por pozo o Ultimate Recovery per Well: Los costos de un pozo son generalmente los mayores costos del desarrollo de un campo petrolero, y es interesante saber cuantos pozos se requieren para extraer las reservas recuperables totales (www.mhnederlof.nl)
Esto depende de la tasa de flujo por pozo y su tiempo de vida. Los ingenieros tienen métodos para determinar la máxima recuperación que se puede hacer por pozo o el Estimated Ultimate Recovery de cada pozo. Esta evaluación se hace para determinar si el petróleo que se puede extraer del pozo compensa los costos del pozo (www.mhnederlof.nl)
El Costo Tecnico Unitario o Unit Technical Cost (UTC) es la suma del CapEx y el Opex de un pozo de petróleo dividido por el numero de barriles de petróleo que se pueden extraer, arrojando el costo por unidad (www.mhnederlof.nl)
GOVERNMENT TAKE:
A la participación del Gobierno en un proyecto petrolero o minero, se le conoce como Government Take y se refiere al porcentaje de las ganacias netas (Ingresos menos CapEx y OpEx) que recibe el gobierno (Oil and Gas Journal Marzo 2013)
Gobierno incluye todos los niveles: federal, estatal-provincial, condado-municipalidad. Incluye además la participación pagada a los propietarios de tierras privados. (Oil and Gas Journal Marzo 2013)
Entre los componentes que conforman el Government Take están: regalías, pagos de bonos, impuestos de renta, impuesto a la propiedad, etc (Oil and Gas Journal Marzo 2013)
El sitema de government take en USA es consistentemente regresivo, mientras el sitema canadiense es progresivo, tomando mayores porcentajes de participacion a medida que las ganancias se incrementan (Oil and Gas Journal Marzo 2013)
Mientras los sistemas progresivos se acoplan mejor con el principio económico que dicta que no se debe alterar la decisión de inversión, los sistemas regresivos intercambian el estimulo al control de costos e innovación por bajos niveles de actividad industrial (Oil and Gas Journal Marzo 2013)
El government take en USA es generalmente mas alto que en Canada y los costos fiscales en Canada son mucho mas bajos que en USA (Oil and Gas Journal Marzo 2013)
La mayor participación en government take en Canada es menor a la menor participación en government take de USA (Oil and Gas Journal Marzo 2013)
Los mayores costos fiscales en USA respecto a Canada son compensados con menores costos generales en USA, haciendo de esta forma posible un mayor government take (Oil and Gas Journal Marzo 2013)
VALUACION DE UNA EMPREA DE PETROLEO O GAS:
Las tecnicas de valuacion de compañias se dividen en dos amplias categorias, la una es mediante fundamentales, donde el valor intrinseco se deriva de metodos tales como descuentos de flujo de caja en valor presente, y el metodo tecnico, grafico o estadistico, donde se usan graficas historicas para predecir los cambios potenciales en el valor del precio de la compañia o ambos metodos conjuntamente (The Mining Valuation Handbook: Mining and Energy Valuation for Investors and Management )
Una compañía petrolera o minera su mayor activo es la oportunidad de extraer sus reservas, por lo tanto el método mas representativo para calcular su valor es usando la metodología del descuento de flujo de caja que mide el valor presente neto de los futuros flujos de caja bajo precios específicos y costos operativos de los commodities asumidos (The Mining Valuation Handbook: Mining and Energy Valuation for Investors and Management )
El valor presente neto de los proyectos de la compañía se suman a los demás activos de la compañía para determinar el valor neto de sus activos. Corrientemente la metodología de evaluación pone mas énfasis en los ingresos y flujo de caja en términos temporales cercanos (The Mining Valuation Handbook: Mining and Energy Valuation for Investors and Management )
Normalmente las compañías cotizan en el mercado a precios más altos que su valor por fundamentales derivado del método de descuento de flujo de caja. Esto se atribuye a un factor de expectativa de los inversores por adquisiciones que premiarían los actuales flujos de caja y la expectativa de aumento de precios de los commodities. (The Mining Valuation Handbook: Mining and Energy Valuation for Investors and Management )
Pero desde la crisis financiera de 2008 y 2010 la tendencia ha cambiado ante las bajas en los commodities y las compañías están cotizando a descuentos de sus valores por fundamentales (The Mining Valuation Handbook: Mining and Energy Valuation for Investors and Management )
Los componentes que se toman en cuenta para valuar una compañía son: Los proyectos en actuales que están generando ingresos y flujos de caja, los prospectos de depósitos a futuro que están ya siendo evaluados, el area total que tienen a disposición donde pueden encontrar nuevos prospectos, otros activos que son inversiones, el flujo de caja y todos estos factores menos las deudas generan el Valor Neto de los Activos o valor de la compañía (The Mining Valuation Handbook: Mining and Energy Valuation for Investors and Management )
El area total que se tiene a disposición para exploración es una area que tiene potencial, por lo tanto implica que se le debe adjudicar un valor. En algunas compañías su único valor es que son lugares de exploración y en otras el valor puede ser significativo si se tiene la percepción de que pueden darse descubrimiento importantes, debido a descubrimientos en areas adyacentes, información geologica, exploraciones previas, etc(The Mining Valuation Handbook: Mining and Energy Valuation for Investors and Management )
Las ganancias por acción se definen como las ganancias netas después de impuestos divididas por el número de acciones emitidas. Por ejemplo si las ganancias esperadas de una compañía son de US$10 Millones y tiene 100 Millones de acciones su ganancias por acción son de US$10 centavos. (The Mining Valuation Handbook: Mining and Energy Valuation for Investors and Management )
Con propositos evaluativos, las ganancias por accion en si mismas no tienen significado si no se comparan con el precio actual de las acciones. Claramente si dos compañías se espera que generen US$10 centavos de ganancias por acción al año, cada una mostrara una historia diferente si una vale US$1/acción y la otra US$5/acción (The Mining Valuation Handbook: Mining and Energy Valuation for Investors and Management )
Al dividir el precio de la acción por las ganancias por acción se obtiene un múltiplo o radio de mas fácil uso para comparar, que es el PE o PER (Price to earning ratio), el cual indica el numero de años que se demoraría con ese nivel de ganancias para recuperar la inversión (The Mining Valuation Handbook: Mining and Energy Valuation for Investors and Management )
Para el caso de la compañía que vale US$1/acción el PE es de 10 veces lo que indica que se tardaría 10 años en recuperar la inversión y en la de US$5/acción se tardarían 50 años. Por lo tanto a menor PE, mejor es la inversión, ya que se esta pagando un menor precio por las ganacias generadas (The Mining Valuation Handbook: Mining and Energy Valuation for Investors and Management )
Muchos analistas argumentan que los múltiplos relacionados con el flujo de caja son mas significativos que los múltiplos relacionados con las ganancias o los ingresos, debido a que estos ultimos pueden variar de empresa a empresa dependiendo de los métodos
contables utilizados de compañía en compañía (The Mining Valuation Handbook: Mining and Energy Valuation for Investors and Management )
La Ganancias son una opinión, mientras que el flujo de caja es un hecho (The Mining Valuation Handbook: Mining and Energy Valuation for Investors and Management )
Los principales componentes financieros de una empresa minera o petrolera son: 1. Costo de capital, 2. Ingresos, 3. Costos Operativos, 4. Otros Costos, 5. Depreciaciones, 6. Impuestos, 7. Flujo de caja (Cash Flow) (The Mining Valuation Handbook: Mining and Energy Valuation for Investors and Management )
Costo de capital: Se refiere a la infraestuctura necesaria para la empresa minera o petrolera, como vías, planta de procesamiento, maquinaria, adecuación del terreno si es una mina subterránea o a cielo abierto, perforadoras, plataformas petrolíferas, oleoductos, depósitos, abastecimiento de agua, energía, expanciones, recambio de equipos, etc y se debe hacer este gasto de capital tan rápido como sea posible para poner en producción el proyecto y generar mas rápido flujos de caja positivos(The Mining Valuation Handbook: Mining and Energy Valuation for Investors and Management )
Costos Operativos: Es el gasto dia a dia de la compañía, como suministros para los procesos (dinamita, energía, químicos, etc), salarios, transporte, etc (The Mining Valuation Handbook: Mining and Energy Valuation for Investors and Management )
Los costos técnicos de un pozo petrolero en un proyecto de exploración y perforación son los costos de los gastos operativos (OpEx: Operational Expenditure) y los gastos de capital (CapEx: Capital Expenditure)sin incluir riesgos de capital es decir excluyendo el costo de pozos no exitosos, pozos secos, pagos al gobierno y el retorno requerido por el inversor (Oil and Gas Journal Marzo 2013)
Los Costos de Capital (CapEx) incluyen gastos geológicos y geofísicos, perforación, completacion etc y cierre final del pozo. (Oil and Gas Journal Marzo 2013)
Los Costos Operativos (OpEx) incluyen componentes fijos y variables entre estos el work-over (mantenimiento del pozo, reparaciones, trabajos adicionales, etc), manejo de aguas, transporte, gastos generales y de administración, etc (Oil and Gas Journal Marzo 2013)
Otros Costos: aquí se encuentran las regalías, los alquileres, intereses, etc (The Mining Valuation Handbook: Mining and Energy Valuation for Investors and Management )
Flujo de Caja (Cash Flow): Inicialmente es el flujo de dinero que los dueños de la empresa gastan para poner en operación el proyecto (flujo negativo), para poder en el menor tiempo posible después de descontar todos los costos, tener un flujo de caja positivo (ganancias) del proyecto hacia los dueños (The Mining Valuation Handbook: Mining and Energy Valuation for Investors and Management )
El éxito de las empresas petroleras en E&P (Exploración y Producción) no se mide por el numero de pozos productivos encontrados o por su tasa de éxito exploratorio (pozos exitosos/pozos totales perforados) (Petroleum Accounting)
Una empresa petrolera puede tener una tasa de éxito exploratorio del 100% pero si la sumatoria de las reservas en dichos hallazgos no es significativa, no tendrá un desempeño exitoso.
El éxito en E&P se mide por el tamaño y naturaleza de las reservas encontradas en relación a el precio al que se puedan vender (Petroleum Accounting)
La naturaleza de las reservas se refiere a si es petróleo liviano, medio, pesado o extrapesado, o si es dulce o agrio, etc, ya que de esto en parte depende su precio (Petroleum Accounting)
El tamaño de las reservas y el precio al que se puedan vender determina las ganancias dependiendo si es de fácil o difícil extracción o si es costoso el transporte desde su localización, si es de fácil o difícil acceso, ya que el precio de venta, menos los costos de extracción y transporte determinan las ganancias (Petroleum Accounting)
El principal factor determinante en la valuación de una compañía de petróleo o gas son sus reservas, nivel de producción y el precio del comoditie en el momento de la valuación (Oil and Gas Financial Journal febrero 2012)
Para los propósitos de valuación de una compañía, es preferible usar las reservas probadas y probables, aunque las posibles pueden aun representar un valor significativo de la compañía (The Mining Valuation Handbook: Mining and Energy Valuation for Investors and Management )
De acuerdo a el International Valuation Standart de 2005, el valor de una empresa, es el valor que dicha empresa tenga para un inversor particular o grupo de inversores, con objetivos de inversión identificados (Oil and Gas Financial Journal febrero 2012)
El primer valor de cualquier compañía es su flujo de caja y los ingresos, los cuales dependen de la cantidad, la calidad del producto que provean y el precio de venta (Oil and Gas Financial Journal febrero 2012)
La producción depende de las reservas y de los inventarios de activos de capital, equipos de producción, infraestuctura y cantidad de terrenos para explotación disponibles (Oil and Gas Financial Journal febrero 2012)
Para estimar el valor de una compañía publica, hay cuatro técnicas básicas de valuación comúnmente empleados, que son: el valor en libro de los activos, el descuento de flujo de caja, múltiplos de precio/ingresos y valor de mercado, los cuales puede variar mucho dependiendo de lo que se asuma (Oil and Gas Financial Journal febrero 2012)
En el negocio de exploración petrolera el estándar de la industria y la práctica aplicada comúnmente de evaluación económica esta diseñada para la inversión en prospectos perforatorios. La implementación de la metodología esta basada en el principio de Analisis de Decisión y resulta en el Valor Presente Neto Esperado (ENPV) el cual considera el descuento del flujo de caja y las probabilidades de éxito o fracaso de los diferentes escenarios de proyectos (Oil and Gas Financial Journal febrero2013)
Las reservas probadas se clasifican en desarrolladas y aun sin desarrollar. Entre estas están las reservas Probadas Desarrolladas y en Produccion (PDP), Probadas Desarrolladas que no están en producción (PDNP) y Probadas no Desarrolladas (PUD) (Oil and Gas Financial Journal febrero 2012)
Las PDP son reservas provadas de donde se esta extrayendo petróleo. Las PDNP son las reservas probadas que tienen pozos abiertos pero que no están en producción y las PUD
son las reservas que se espera se puedan recuperar de nuevos pozos o pozos sin perforar aun en nuevas formaciones (Oil and Gas Financial Journal febrero 2012)
Las reservas que no están aun en desarrollo (PUD) requieren significativos gastos de capital para convertirlas en pozos productivos y que generen flujos de caja. Las PDP son las menos riesgosas y las que mayor certeza tienen, mientras las PUD son las mas riesgosas y que menos certeza tienen dentro de las reservas probadas (Oil and Gas Financial Journal febrero 2012)
Es altamente reconocido que el nivel de government take no es un criterio confiable para determinar el atractivo económico de un prospecto de inversión o el atractivo económico de una jurisdicción en particular (Oil and Gas Journal Marzo 2013)
Por el contrario un criterio que si es confiable es el sistema fiscal que depende fuertemente las rentas fijas como las regalías o los impuestos por cesación o rompimiento (Oil and Gas Journal Marzo 2013)
Cuando se juzga el atractivo económico y competitivo de un proyecto, el government take debe ser considerado solo en conjunto con criterios de inversión mas apropiados tales como tasas de retorno, relacion ganancias respecto a la inversión (PIR: profit to investment ratio) y el valor presente neto (NPV) (Oil and Gas Journal Marzo 2013)
La estructura de capital de una empresa se refiere a la combinación de activos empleados (deuda y capital propio) para hacer crecer y mantener los activos de capital requeridos para conducir la compañía (Oil and Gas Financial Journal febrero 2012)
El grado con el cual una compañía esta fondeada con deuda se denomina apalancamiento y usualmente es expresado con el indicador D/E (deuda/capital propio). Existen muchas variaciones en las estructuras de capital de las empresas petroleras (Oil and Gas Financial Journal febrero 2012)
Las IOC’s (International Oil Companies) como ExxonMobil, etc y las GSE’s (Government Sponsored Enterprices) como Statoil o Ecopetrol, etc, usan flujo de caja de sus operaciones como la fuente principal de fondeo y son muy activas en los mercados de capitales. Las compañías independientes dependen de créditos, deuda a largo plazo y activos de capital privado, como también de flujo de caja generado por sus operaciones (Oil and Gas Financial Journal febrero 2012)
El D/E (deuda/capital propio) de una compañía es influenciado por su participación a lo largo de la cadena de suministros, aceso al mercado de capitales, estrategia de negocios y desempeño de sus operaciones. Un D/E alto significa un alto riesgo de problemas de pagos, lo cual puede impedir el crecimiento y producir la liquidación de la compañía (Oil and Gas Financial Journal febrero 2012)
Un alto grado de endeudamiento puede impedirle a una compañía el acceso a financiamiento adicional para futuro capital de trabajo, gasto de capital, adquisiciones u otros requerimientos corporativos (Oil and Gas Financial Journal febrero 2012)
Las compañías independientes con crecimientos agresivos apalancan fuertemente su financiamiento para capturar oportunidades de negocio y pueden tener D/E > 5, mientras que las compañías conservadoras operan dentro de su propio flujo de caja para evitar
cargas impositivas de intereses de deuda y tienen D/E < 0,5. La mayoría de las IOC’s mantienen un D/E típico entre 0,5 y 1.5 (Oil and Gas Financial Journal febrero 2012)
En 2010 las IOC’s mayores cada una tenia mas de 6 Billones de barriles en reservas, mientras que la mayoría de las compañías independientes tenían menos de 200 Millones de barriles de reservas. (Oil and Gas Financial Journal febrero 2012)
Reservas y datos financieros de IOC’s 2010
Company Oil (Bbbl) Gas (Tcf) BOE (Bboe)
Produccion(MMboe)
PUD/R(%)
Rg/Ro(Mcf/bbl)
R/P(yr)
D/E Market Cap (SB)
Exxon 11,57 78,82 24,81 1673 31 6,8 14,8 1,05 369Shell 6,15 47,14 14,27 1157 48 7,7 12,3 1,15 209
BP 10,71 42,7 17,82 1378 44 4,0 12,9 1,67 137Chevron 6,5 24,25 10,54 1000 37 3,7 10,5 0,76 184
Total 5,2 25,79 9,5 830 53 5,0 11,4 1,38 125Conoco 4,69 21,72 8,31 733 27 4,6 11,3 1,28 100
Eni 3,62 17,89 6,84 621 42 4,8 11 0,61 88Todas 48,54 258,29 92,1 7399 40 5,3 12,4 1,11 1211
Las compañías independientes con mas de 200 Millones de barriles de reservas provadas se clasifican como Large-cap companies. Las independientes Top-tier tienen mas de 1 Billon de reservas e incluyen compañías como Apache, Devon, Anadarko, Marathon Oil y Pionner y las gasíferas Chesapeake, EOG Resources, Talisman Energy y Noble Energy (Oil and Gas Financial Journal febrero 2012)
Es de común acuerdo entre la comunidad de geocientificos que el principal objetivo de los registros sísmicos en prospección petrolera es el de incrementar los prospectos (Pg: Probabilidades Geologicas), indirectamente la PoGS (Probabilidad de éxito Geologico) en proyectos de preforacion futuros (Oil and Gas Financial Journal febrero2013)
Los registros sísmicos sin embargo pocas veces están enfocados en la delineación de prospectos individuales, sino que usualmente tienen multiples propósitos, incluyendo aunque no limitados a mapeo de diferentes zonas de posibles acumulaciones de petróleo como tamien al desarrollo y análisis de nuevos conceptos (Oil and Gas Financial Journal febrero2013)
Por esta razón la actividad de registro sísmico en la generación de prospectos si es que ocurren, ocurrirían en el futuro distante, sugeriendo que el flujo de caja positivo de esta actividad poco aporta y a veces es insignificante en sus contribuciones al valor presente neto de la compañía (Oil and Gas Financial Journal febrero2013)
De acuerdo al paradigma común de la industria, los chances de éxito son iguales a la Probabilidad de éxito Geologico (PoGS), la cual se deriva de la Probabilidad Geologica (Pg) de los prospectos que se planean perforar (Oil and Gas Financial Journal febrero2013)
Casi desde el comienzo las firmas de E&P (exploración y producción) consiguen capital patrimonial eficientemente en la industria usando la estructura tradicional de un tercio de la inversión por un cuarto de las utilidades (Oil & Gas Financial Journal junio 2013)
El negocio de E&P siempre es intensivo en capital y la mayoría de los participantes en la industria tienen oportunidades de desarrollo que exceden ampliamente su capital disponible para perforar (Oil & Gas Financial Journal junio 2013)
Como consecuencia, conseguir capital de trabajo siempre ha sido un desafio en la industria. Los operadores que son mas exitosos consiguiendo capital sobrepasan el desempeño de los que son menos expertos en finanzas, sin tener en cuenta su experticia en encontrar reservas (Oil & Gas Financial Journal junio 2013)
Los fondos de capital que entran asociarse con las petroleras, para apaciguar las preocupaciones de sus acreedores normalmente hacen coberturas sobre los precios de los comodities a corto plazo (Oil & Gas Financial Journal junio 2013)
Las empresas petroleras junior esperan lograr una multiplicación de su inversión inicial, primero perforando y completando los prospectos mas promisorios, para de esa manera tener un retorno de capital rápido (Oil & Gas Financial Journal junio 2013)
En un ambiente de altas tasas de interés los productores maximizan su valor presente produciendo hidrocarburos y monetizando este lo más rápido posible. (Oil & Gas Financial Journal junio 2013)
En un ambiente de bajas tasas de interés como las actuales la penalidad por aplazar la producción inicial es mas baja y puede ser contrarrestado por el incremento de los precios en el mercado (Oil & Gas Financial Journal junio 2013)
El petróleo en el pozo no esta sujeto a degradación o de ser desperdiciado, por lo que es un lugar atractivo para un inversor que espera que los precios suban para almacenar valor que puede ser mantenido en el tiempo antes de ser convertido en efectivo y gastado para pagar obligaciones financieras (Oil & Gas Financial Journal junio 2013)
En la terminología usada por el Sistema de Administracion de Recursos Petroleros (PRMS: Petroleum Resources Management System) se definen los volúmenes recuperables de una acumulación de petróleo como variables aleatorias con una distribución lognormal (Oil & Gas Financial Journal julio 2013)
Bajo la terminología usada por PRMS las P50 es la cantidad estimada de petróleo para la cual al menos hay 50% de probabilidad que las cantidades actualmente recuperadas sean iguales o excedan la estimación (Oil & Gas Financial Journal julio 2013)
P90 y P10 son las cantidades minimas con al menos 90% y 10% de probabilidad respectivamente de continuar siendo recuperadas (Oil & Gas Financial Journal julio 2013)
Con una aproximación deterministica las probabilidades P90, P50 y P10 son reemplazadas con baja estimación , mejor estimación y alta estimación (LE, BE, HE) (Oil & Gas Financial Journal julio 2013)
Las reservas son el grupo de recursos que son económicamente y comercialmente explotables. Las reservas probadas 1P se derivan de los volúmenes P90/LE. Las reservas probadas y probables 2P corresponden a los volúmenes P50/BE y las reservas probadas, probables y posibles corresponden a los volúmenes P10/HE (Oil & Gas Financial Journal julio 2013)
Los reportes anuales de las compañías presentan las reservas 2P y algunas las 1P también (Oil & Gas Financial Journal julio 2013)
El valor esperado o media de los volúmenes recuperables difiere de los P50/BE. Desde un punto de vista parece correcto considerar los P50 debido a que son los volúmenes cuya producción se puede pronosticar mas asertivamente, sin embargo eso no es correcto ya que la media es la cantidad depetroleo que de hecho se espera recuperar (Oil & Gas Financial Journal julio 2013)
La diferencia entre el valor de P50/BE y la media varia entre 2-15% lo cual es una diferencia considerable (Oil & Gas Financial Journal julio 2013)
Logicamente si la media de los recursos recuperables es mayor que P50 las reservas basadas en la media serán mayores que las reservas 2P. Asumiendo la proporcionalidad entre volúmenes de recursos, reservas, y estimaciones de generación de efectivo, se puede concluir que el flujo de caja basado en la media podría ser de 2-15% mayor que basado en 2P (Oil & Gas Financial Journal julio 2013)
La conclusión sugiere que los reportes basados en reservas 2P pueden devaluar el flujo de efectivo del inversor en los cálculos de valor presente neto. La devaluación es incluso mayor si los flujos de caja esperados se basan en los reportes 1P (Oil & Gas Financial Journal julio 2013)
RELACION PRECIOS DEL PETROLEO, EMPLEO Y DEFICIT PRESUPUESTAL:
Toda clase de minerales pero particularmente el petróleo llega a la situación en la cual para extraer una cantidad dada de recursos adiconal, se necesita incrementar la inversión por el aumento de los costos (The Oil Drum )
La correlacion entre el gasto histórico de upstream (Extraccion de petróleo) y los precios del petróleo ajustados a la inflación es muy fuerte (Oil and Gas Journal marzo 2013)
Esta situación se da debido a que las compañías extraen primero los recursos mas facilmente extraíbles y por ende que representan menores costos y menor inversión, y a media que estos se agotan, se van trasladando a los recursos mas difíciles de extraer, que representan mayores costos y mayor inversión de capital (The Oil Drum )
Los consumidores reconocen este fenómeno a traves del aumento de los precios de los comodities. A menores recursos disponibles en locaciones accesibles, se necesita cavar mas profundo, aplicar nuevas tecnologías y esas nuevas tecnologías requieren mayor inversión y mayor consumo de energía, etc (The Oil Drum )
Al aumentar los costos de extracción, por ser menos accesibles, la inversión para aumentar la extracción y exploración, crecerá en la medida en que los precios de los comodities aumenten para compensar los costos. Si los precios no suben, los inversionistas pierden interes y el aumento de extracción se paraliza por falta de inversores (The Oil Drum )
La inversión en materias primas mineras y petroleras son muy grandes y solo pueden ser mantenidas, si los precios de los comodities siguen aumentando, lo que origina escases de capital para inversión en otros tipos de industrias que no son de primera necesidad. (The Oil Drum )
Estas otras industrias que son golpeadas cuando el publico al aumentar los precios de las materias primas mineras y energéticas dejan de consumir los productos de estas otras industrias al tener que gastar mas en energía y productos esenciales que aumentan de precio por el aumento de la energía (The Oil Drum )
La falta de demanda y de capital inversionista en estas otros sectores no esenciales origina cierres de compañias y perdidas de empleos (The Oil Drum )
La perdida de empleos en sectores no esenciales origina que los Estados reciben menos impuestos, tienen que gastar mas en subsidios de desempleo y esto conlleva a déficits presupuestarios (The Oil Drum )
Se ve también que el promedio de salarios/per capita en USA se ha estancado en los periodos de altos precios del petróleo como entre 1973-83 y desde comienzos de la década del 2000, por el contrario en los periodos con precios ajustados del petróleo a la inflación menores a US$30 los aumentos del salario/per capita han sido significativos (The Oildrum.com marzo 2013)
MERCADOS DE FUTUROS Y COBERTURAS DEL PETROLEO:
Los futuros de la energia se establecieron en el NYMEX (New York Mercantile Exchange) en 1978, seguidamente por los futuros de la gasolina en 1981, los del petróleo crudo en 1983, y los futuros del propano en 1987 (Determination of Oil and Gas Reserves)
Despues que el NYMEX selecciono a Henry Hub como su punto de entrega empezó a tranzar futuros de gas natural en abril de 1990 (RBNenergy.com)
El “Mercado Spot” la EIA lo define como el precio para toda transacción del petroleo efectuada en el mercado abierto, para entrega inmediata de una cantidad especifica de producto en un lugar especifico donde el commoditie es comprado en dicho punto a tasas corrientes del mercado (The Economist abril 2013)
La importancia del “mercado spot” es debido a que en este es donde se determina el último precio del dia para el petróleo, para entrega inmediata. En los futuros la entrega es con posterioridad (The Economist abril 2013)
Cada contrato futuro del petróleo crudo en el NYMEX representa la obligación de entregar 1000 barriles de petróleo WTI en Cushing en una fecha futura (Determination of Oil and Gas Reserves)
Las compañías petroleras en procura de proteger su flujo de caja, usan los futuros para pre-vender una cantidad especifica de su producción anual, tomando posiciones en corto en el NYMEX (Determination of Oil and Gas Reserves)
Si posterior a la venta por parte de una compañía petroleroa de contratos futuros del petróleo, el precio del petróleo baja, los bajos precios de la cantidad de petróleo anual que venden físicamente es compensado con los precios de los contratos futuros vendidos(Determination of Oil and Gas Reserves)
Si posterior a la venta de los contratos futuros, el precio del petróleo sube, las perdidas en los contratos vendidos son compensadas con los altos precios del petróleo vendido físicamente (Determination of Oil and Gas Reserves)
EL primer contrato de OPCIONES en el NYMEX fue inaugurado en noviembre de 1986 para los futuros del petróleo crudo, seguido en junio de 1987 por opciones en futuros del heating oil o petróleo para calderas (Determination of Oil and Gas Reserves)
El comprador de una opción put, paga un extra por el derecho de poder retractarse de una venta en un contrato futuro a un precio especifico por un periodo especifico de tiempo, por lo tanto la opción put provee un precio piso garantizado (Determination of Oil and Gas Reserves)
El comprador de una opción call tiene el derecho de poder retractarse de comprar, en un contrato futuro a un precio especifico durante el tiempo de vigencia de la opción, lo que en efecto provee un precio techo garantizado (Determination of Oil and Gas Reserves)
La estrategia de cobertura conciste en comprar opciones put para hacerlas efectivas si los precios futuros del WTI caen por debajo de un precio especificado. Esta estrategia establece un precio piso sin sacrificar potenciales subidas de los precios (Determination of Oil and Gas Reserves)
Una estrategia mas sofisticada denominada “fence Option” involucra establecer tanto precios piso como precios techo (Determination of Oil and Gas Reserves)
Los Swaps salieron al mercado en 1988 cuando los precios del petróleo empezaron a caer y los productores de petróleo querían garantizar sus ingresos (Determination of Oil and Gas Reserves)
El floreciente mercado OTC (Over The Counter) se estima que es 20 veces mayor en tamaño que el NYMEX. (Oil and Gas Financial Journal Noviembre 2011)
Hasta hace un par de años (2009) muchas compañías petroleras eran muy agresivas en buscarle cobertura a su producción. Eso fue durante los días cuando el barril de petróleo estaba a US$35 y parecía el precio techo del mercado. Esto fue justo antes que los precios del petróleo se dispararan (Oil and Gas Financial Journal Noviembre 2011)
Las coberturas limitan la habilidad de lograr los mayores retornos. Actualmente las grandes petroleras solo ponen cobertura a un porcentaje menor de su producción, prefieren tomar el riesgo del mercado abierto, especialmente en un mercado al alza (Oil and Gas Financial Journal Noviembre 2011)
Por el contrario las empresas productoras de gas ante la gran volatilidad que experimenta el mercado del gas prefieren asegurar toda su producción a un precio futuro y prefieren la cobertura casi total de su producción (Oil and Gas Financial Journal Noviembre 2011)
En general, la volatilidad es el resultado del mayor comercio y viceversa. En los 90’s los precios de la energía eran bajos, no había mucha volatilidad y de hecho no había mucha actividad de comercio (Oil and Gas Financial Journal Noviembre 2011)
En esos tiempos habían unos pocos participantes del mercado. Para 2008 solo habían 180 fondos de cobertura en el mercado de la energía, mientras que para 2011 habian mas de 600 fondos de cobertura de energía (Oil and Gas Financial Journal Noviembre 2011)
Los accionistas y los tenedores de bonos ven las coberturas desde dos ópticas diferentes. Para un accionista las coberturas de gran parte de la producción no son deseables, ya que estos compran acciones en compañías petroleras para exponerse a la volatilidad de los precios de los comodities (Oil and Gas Financial Journal Noviembre 2011)
Para los tenedores de bonos, unas coberturas moderadas son una buena herramienta, ya que si los precios del petroleo bajan de los precios para los cuales se planearon los programas de exploración, habrían problemas en los flujos de caja para llevar a cabo los proyectos planeados (Oil and Gas Financial Journal Noviembre 2011)
Las coberturas son importantes para proteger los proyectos en curso y no tener problemas presupuestales, especialmente en pequeñas empresas que no tienen grado de inversión. De la misma manera las coberturas ayudan a estabilizar los flujos de caja y esto permite a las compañías cumplir con los cronogramas de pagos a los tenedores de bonos y proteger sus calificaciones crediticias (Oil and Gas Financial Journal Noviembre 2011)
Las coberturas son espadas de doble filo ya que no hay coberturas perfectas. Por ejemplo si una compañía de gas asegura sus precios para mitigar los riesgos de la volatilidad, aun tiene riesgos operativos y si por algún accidente, etc sus pozos dejan de producir o reducen la produccion, va a tener problemas con la producción asegurada que esta comprometida a entregar (Oil and Gas Financial Journal Noviembre 2011)
En marzo de 2013 los datos de comercio dados por el CME Group dueño del NYMEX y del Londinense ICE Futures Europe Exchange muestran que el comercio de los futuros del petróleo Brent ha sobrepasado el comercio de los futuros del WTI (Financial Times abril 2013)
Todo esto debido al surgimiento de la producción de shale oil en Dakota del Norte que ha atiborrado de petróleo los depósitos de Cushing, llevando los inventarios a records de 50 Millones de barriles y bajando los precios del WTI (Financial Times abril 2013)
Para Mihi Worah que supervisa mas de US$25 Billones en inversiones en comodities para la firma Pimco, “en los últimos dos años nosotros hemos considerado el Brent como el referente mundial para el petróleo e ignoramos completamente lo que pasa con los precios del WTI” como guía para decisiones macroeconomías e inflación (Financial Times abril 2013)
En marzo mas de 14 Millones de contratos futuros del Brent fueron comerciados en el ICE Futures Europe y en el NYMEX, comparados con los 13,1 Millones de futuros del WTI. En abril los contratos futuros del Brent también se han mantenido por arriba de los del WTI (Financial Times abril 2013)
En Comparacion en 2008 los contratos del WTI eran 17,8 Millones comparados con tan solo 5,7 Millones de contratos del Brent (Financial Times abril 2013)
Los futuros del Brent han sido adoptados por las aerolíneas para hacer sus coberturas contra las fluctuaciones de los precios y por los economistas para hacer los estudios de cómo los costos de la energía afectan el crecimiento económico (Financial Times abril 2013)
La EIA a finales de 2012 adoptaron el Brent como referencia para sus precios del petróleo y Arabia Saudita dejo de usar el WTI como precio para su petróleo exportado a USA en 2009 (Financial Times abril 2013)
El mercado del Brent adicionalmente recibió un espaldarazo en 2012 cuando el Dow Jones-UBS commodity index, una canasta de futuros seguida por US$74 Billones en inversiones lo adiciono por primera vez (Financial Times abril 2013)
Las compañías de oleoductos están en una carrera por liberar a cushing del atiborramiento, y se espera que en un año o dos los precios del WTI se vuelvan a reconectar con el mercado global, asi los analistas dicen que tendrán la suerte de tener dos referencias para contratos del petróleo muy liquidas para negociar (Financial Times abril 2013)
Mantener almacenado petróleo no es gratis, por el contrario cuesta grandes cantidades de dinero. Hay dos incentivos principales para almacenarlo que son, motivos financieros, cuando hoy los precios siendo buenos se espera que en el futuro sean mucho mayores que compensen el costo de almacenaje y dejen un margen de ganancia (RBN energy.com jun 2012)
O cuando los precios actuales son muy bajos y mejor se almacena esperando que los precios se recuperen y obtener ganancias (RBN energy.com jun 2012)
Cuando los precios futuros (forward) son mayores que los actuales, esta situación en el mercado se denomina CONTANGO y cuando los precios futuros son menores a los precios actuales se denomina BACKWARDATION ) (RBN energy.com jun 2012)
Cuando ocurre CONTANGO los comerciantes de petróleo toman ventaja de esto comprando petróleo hoy y almacenándolo para venderlo mas caro en el futuro. Mirando la grafica de los precios de los futuros del WTI (WTI Forward) se ve que ocurre una situación de CONTANGO, lo cual incentiva a mayor almacenaje hoy y que hallan mayores inventarios (RBN energy.com jun 2012)
REFERENCIAS:
Victor Rudenno,The Mining Valuation Handbook: Mining and Energy Valuation for Investors and Management 4th edition, Wiley 2012
Oil and Gas Journal . www.ogj.com Dennis R. Jenning, Joseph B. Feiten, Horace R. Brock, Petroleum Accounting Principles,
Procedures & Issues 5th edicion, PricewaterhouseCooper LLP 2000. Oil and Gas Financial Journal, www.ogfj.com The Oil Drum, Discussions about energy and our future. www.theoildrum.com RBN Energy LLC. www.rbnenergy.com Virginia MacKay, Determination of oil and gas reserves, D.W. Friesen Ltd 1994