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Por Douglas Zabala

Sabías que. Arturo Uslar Pietri Uslar Pietri dejó para la Venezuela del futuro su famosa frase «Sembremos El Petróleo». Mas adelante ante aquella cuantiosa renta petrolera aclaró: “Cuando dije sembrar el petróleo, quise expresar rápidamente la necesidad angustiosa de invertir en el fomento de nuestra capacidad económica con el dinero que el petróleo le producía a esta Venezuela, por tan largo tiempo desvalida”.

Otro insigne venezolano, creador de la Organización de Países Exportadores de petróleo (OPEP) Juan Pablo Pérez Alfonso, al referirse a este recurso dado a los venezolanos por la naturaleza, pero utilizado de forma dispendiosa, se atrevió a expresar: «Nos estamos hundiéndonos en el excremento del diablo» refiriendo con ello a que habíamos despilfarrado los ingresos del petróleo.

Antes de llegar los españoles, nuestros indígenas utilizaban aquel pegoste engomado para taponear las canoas y evitar con ella la entrada de agua.

En 1799 Alejandro Humboldt encuentra un manantial de Mene que era como le decían los indígenas en la Península de Araya. En 1839 el Gobierno encomienda a José María Vargas para que investigara sobre el nuevo producto encontrado.

El 12 de abril de 1875, en La Hacienda La Alquitrana en territorio del Táchira se produce el descubrimiento del primer yacimiento de petróleo. Manuel Antonio Pulido, propietario de la hacienda formó la primera compañía petrolera venezolana. “Oro negro, oro crudo que futuro nos traerá. Realidades o espejismos a mí me da lo mismo, nada me va a tocar, voy a seguir viviendo igual” ha referido Gualberto Ibarreto. Este es otro saber republicano.

Por Dylan Chase en Argus Media

La industria de petróleo y gas de EE.UU. está posicionando la producción nacional de crudo como el menor de los males ambientales, mientras intenta disuadir a la administración del presidente de EE. UU., Joe Biden, de aliviar las sanciones contra Irán y Venezuela.

Una prohibición estadounidense a las importaciones de crudo ruso a principios de este mes reformuló las conversaciones para restaurar el acuerdo nuclear con Irán de 2015 y reavivó los lazos diplomáticos entre Washington y Caracas , con los participantes del mercado atentos a cualquier desarrollo que pueda ofrecer un suministro incremental.

Pero las partes interesadas en el petróleo y el gas de EE. UU. afirman que un movimiento hacia los barriles iraníes o venezolanos indicaría un paso atrás en el tipo de estándares ambientales, sociales y de gobernanza (ESG en inglés) que los consumidores, políticos e inversores han pedido en los últimos años.

El ESG en EEUU y en otros lugares

«Si realmente le importa ESG, compare Estados Unidos con otras jurisdicciones», dijo a Argus Hunter Hunt, director ejecutivo de la compañía de petróleo y gas Hunt Consolidated, con sede en Dallas, a principios de este mes. «Tendremos un mayor compromiso con el medio ambiente, un mayor compromiso con la seguridad, y creo que verán una comprensión más sólida de todas las preocupaciones sociales aquí en los EE. UU. de lo que verían en Irán o Venezuela u otros países que potencialmente podrían llenar el brecha dejada por los barriles rusos».

Los comentarios de Hunt se hacen eco de los que se escuchan en otras partes de la industria.

El presidente de la AFPM, Chet Thompson, el 14 de marzo llamó en contra de depender de países con «estándares ambientales y de seguridad menos estrictos» como Irán o Venezuela para la energía, mientras que el director ejecutivo de ExxonMobil, Darren Woods, dijo a principios de este mes que «la producción pasará a otra persona con emisiones potencialmente más altas» si los halcones climáticos empujan a las empresas estadounidenses a reducir la producción.

Covid-19, los inversores impulsan el cambio

En los últimos años, los productores estadounidenses han intentado abordar las emisiones, ya que algunos de los principales inversores han reducido las inversiones en petróleo y gas debido a las preocupaciones sobre el impacto ambiental de las industrias de combustibles fósiles.

La caída de la demanda de petróleo a principios de 2020 debido a la pandemia de Covid-19 aceleró ese llamado a un mayor enfoque en las medidas ESG, junto con mejores retornos para los inversores.

Las empresas, incluida Chevron, han respondido a las preocupaciones de ESG al comprometer miles de millones para desarrollar tecnologías como la captura de carbono, mientras que la Iniciativa Climática de Petróleo y Gas, que incluye a ExxonMobil, Chevron y Occidental, a principios de este mes estableció el objetivo de alcanzar emisiones de metano «casi cero» de los activos operados para 2030 . .

Es probable que la industria muestre tales compromisos en su intento de alejar a la administración Biden de aliviar las sanciones a otros países y reanudar las ventas de arrendamiento de petróleo y gas en tierras federales, entre otras políticas favorables a la producción.

«La tecnología ha hecho [la producción] más limpia aquí en los EE. UU.», dijo Hunt. «Tienes un mayor compromiso con la captura de metano y hay una serie de cosas aquí en los EE. UU. que podemos hacer para mostrar realmente al resto del mundo que podemos generar una gran cantidad de producción incremental y hacerlo con un mínimo [carbono] huella.»

No está claro si este intento de cambio tendrá mucha influencia.

La administración de Biden ha mirado más allá de los recientes compromisos de ESG al acusar a los ejecutivos petroleros de EE . UU. de beneficiarse de un aumento reciente en los precios , y la semana pasada el líder de la mayoría del Senado, Chuck Schumer (D), pidió audiencias públicas para interrogar a los ejecutivos petroleros sobre sus «excesivas» ganancias

La crisis entre Rusia y Ucrania debería crear un incentivo adicional para que ambas partes trabajen de manera más colaborativa , con la Casa Blanca poniendo mayor atención en la seguridad energética y los miembros de la industria reconociendo la necesidad de mantener los precios de la energía al alcance de la mayoría de los consumidores, dijo Hunt.

«La clave es mantenerse al margen de los precios que son tan altos que crean destrucción de la demanda y también de los precios que son tan bajos que crean una falta de inversión crónica como la que hemos visto», dijo Hunt.

«Tenemos una oportunidad real con tantas suposiciones que se han establecido para 2022 que se tiran por la ventana, pero ni siquiera podemos entablar un diálogo hasta que ambas partes dejen de gritar y comiencen a escucharse».

Vía El Nuevo Herald

El gobierno de Biden puso pausa a las negociaciones sobre petróleo con el gobernante venezolano Nicolás Maduro, luego de recibir críticas de los legisladores de ambos partidos y la oposición democrática de Venezuela.

Pero la perspectiva de un acuerdo todavía está sobre la mesa, dijeron fuentes estadounidenses, ya que los precios del pe la gasolina se han disparado y la administración busca fuentes alternativas de crudo en medio de la invasión rusa de Ucrania.

Dos fuentes de la oposición venezolana le dijeron al Miami Herald y el Nuevo Herald el viernes que la administración ya estaba avanzando el fin de semana pasado hacia un acuerdo con Maduro sobre las importaciones de petróleo, y durante una controvertida visita a Caracas el cinco de marzo., estaba planeando otorgar a Chevron, la gigante compañía petrolera estadounidense, una licencia especial para reanudar sus actividades en Venezuela.

Una tercera fuente en la oposición venezolana dijo que la licencia de Chevron estaba lista para ser emitida y que la administración simplemente esperaba el momento oportuno para anunciarla. Pero luego de las fuertes críticas a la reunión, la Casa Blanca ha estado cambiando su mensaje, lo que sugiriere que hay debates internos sobre cómo avanzar con las controvertidas negociaciones. Las noticias locales nunca han sido más importantes

A inicios de semana, la portavoz de la Casa Blanca, Jen Psaki, y otros miembros de la administración de Biden dijeron que tenían una “gama de temas” para discutir con Maduro en el futuro, incluida la “seguridad energética”.

El miércoles, un alto funcionario de la administración dijo a los periodistas que “no hay conversaciones entre nosotros y el régimen” sobre el reinicio de las ventas de petróleo a Estados Unidos. “Viajamos allí para asegurar la liberación de los estadounidenses detenidos y para instar a que regresen a la mesa de negociaciones, que es algo que, nuevamente, la comunidad internacional e incluso representantes de la oposición nos habían instado a hacer”, dijo el funcionario de alto rango a los periodistas en una llamada antes de la reunión del presidente Joe Biden con su homólogo colombiano Iván Duque el jueves.

“Esta no es actualmente, en este momento, una conversación activa sobre la importación de su petróleo”, dijo el jueves a los periodistas la portavoz de la Casa Blanca, Jen Psaki.

La directora sénior de Seguridad Transfronteriza del Consejo de Seguridad Nacional, Katie Tobin, también negó que la administración estuviera considerando levantar las sanciones al régimen de Maduro a cambio de recursos energéticos.

El viernes, Tobin dijo a los periodistas que “no había conexión” entre la suspensión de las importaciones de petróleo ruso y las negociaciones con Maduro. A pesar de las negativas, dos fuentes estadounidenses con conocimiento de los planes dijeron que el acuerdo petrolero con Venezuela aún estaba sobre la mesa. Las fuentes pidieron el anonimato para discutir asuntos delicados.

Un alto funcionario de la Casa Blanca rechazó las afirmaciones sobre el ofrecimiento de una licencia específica completamente preparada y lista para funcionar, y señaló que la discusión del 5 de marzo fue solo su primera reunión sobre el asunto. “Discutiríamos esta caracterización como errónea”, dijo el funcionario.

Fuentes de alto rango dentro de la oposición venezolana le dijeron al Herald que los funcionarios estadounidenses no solo le ofrecieron a Maduro la posibilidad de otorgar una licencia especial a Chevron; también informaron a Juan Guaidó, líder de la oposición a quien Washington todavía considera públicamente como el presidente legítimo del país sudamericano, inmediatamente después de la reunión.

Guaidó y Gerardo Blyde, jefe del equipo negociador de la oposición en México, fueron informados de que Washington estaba a punto de prohibir la importación de petróleo ruso, medida que tomó la administración Biden días después. Dada la probabilidad de que continúe la guerra en Ucrania, el equipo estadounidense le comunicó a Guaidó y Blyde que era una cuestión de seguridad nacional que la administración encontrara fuentes adicionales de crudo, según dijeron dos altos funcionarios de la oposición, que hablaron bajo condición de anonimato dado la sensibilidad del asunto.

Una fuente de la oposición que no estuvo en el intercambio con Guaidó dijo que el liderazgo tuvo la impresión de que un acuerdo petrolero de Estados Unidos e basaría en una serie de condiciones, entre ellas que Maduro regresara a las negociaciones con Guaidó en Ciudad de México, liberara a ciudadanos estadounidenses bajo custodia venezolana , y enviara petróleo directamente a Estados Unidos.

Una funcionaria estadounidense negó categóricamente cualquier vínculo entre las discusiones sobre el petróleo y la liberación de presos estadounidenses detenidos en Venezuela. “Esto es absolutamente falso”, dijo Emily Horne, portavoz del Consejo de Seguridad Nacional. “Hemos sido muy claros: la liberación de los estadounidenses detenidos fue producto de meses de trabajo preliminar del Departamento de Estado, especialmente del enviado especial Carstens, y no estuvo condicionada de ninguna manera a otros pasos que el gobierno de Estados Unidos podría tomar en otras áreas”.

Las conversaciones sobre la liberación de prisioneros estadounidenses en Venezuela comenzaron desde el otoño. El enviado especial de Estados Unidos para asuntos de rehenes, Roger Carstens, hizo un viaje preliminar a Caracas en diciembre para allanar el camino para la reunión del 5 de marzo.

Maduro liberó a dos estadounidenses el martes por la noche: Gustavo Cárdenas, un ejecutivo petrolero de Citgo, y Jorge Fernández, un turista cubanoamericano. Ocho estadounidenses permanecen bajo custodia allí. Fuentes de la industria dijeron que otorgar una nueva licencia a Chevron para tener las manos libres en el país sudamericano le permitiría enviar entre 100,000 y 200,000 barriles de petróleo por día.

La cantidad compensaría levemente el déficit en el mercado petrolero estadounidense causado por la decisión de Washington de dejar de importar alrededor de 675,000 barriles por día de petróleo ruso en respuesta a la invasión de Ucrania, dijeron las fuentes. Ese volumen podría ser mayor si la licencia otorgada permitiera a Chevron actuar como una especie de comercializador general del petróleo venezolano, vendiendo la producción de otros productores.

Eso podría, en teoría, aumentar las importaciones venezolanas a cerca de 500,000 barriles por dia, más o menos la cantidad que la nación sudamericana está enviando actualmente a China por debajo de la mesa en violación de las sanciones de Estados Unidos. Otras petroleras internacionales que todavía tienen activos en Venezuela y que podrían beneficiarse de una licencia son la española Repsol, la francesa Total, la india Reliance y la italiana Eni.

Guaidó y Blyde dijeron a los funcionarios estadounidenses que fue un error contar con Maduro para cubrir el déficit, dado que el país no tiene una capacidad real para aumentar la producción. Ellos le dijeron a los estadounidenses que les costaba entender cómo podían dejar de comprarle al presidente ruso, Vladimir Putin, para poner la seguridad nacional del país en manos de otro dictador y socio de Putin.

El equipo de Guaidó no fue informado de la reunión con Maduro antes de que se llevara a cabo.

El cambio repentino se produce después de una serie de críticas provenientes de ambos partidos sobre el acercamiento a Maduro, quien ha sido acusado de narcotráfico en Estados Unidos y enfrenta acusaciones de haber cometido crímenes de lesa humanidad en la Corte Penal Internacional.

Algunos creen que la medida ha perjudicado los esfuerzos de Biden para contrarrestar el retroceso democrático en la región. “Me parece que obtener un aumento gradual de petróleo de Venezuela no vale el costo de haber socavado ahora la agenda democrática en las Américas”, dijo Eric Farnsworth, vicepresidente del Consejo de las Américas en Washington. “Para mí, ese fue el resultado. Es bastante significativo”.

La liberación de los dos estadounidenses no ha convencido a los miembros del Congreso sobre la apertura hacia el régimen de Maduro. Los republicanos tanto en la Cámara como en el Senado introdujeron legislación para prohibir la importación de “todos” los productos derivados del petróleo originarios de Venezuela.

Los republicanos de la Florida, incluidos los senadores Marco Rubio y Rick Scott y los representantes de Miami Carlos Giménez, Mario Díaz-Balart y María Elvira Salazar, enviaron una carta a Biden y al secretario de Estado Antony Blinken criticando la decisión de la administración de iniciar negociaciones con Maduro. Algunos demócratas también han condenado enérgicamente el viaje.

La representante federal de la Florida Debbie Wasserman Schultz, copresidenta del Caucus de la Democracia de Venezuela, elogió el esfuerzo de la administración Biden para “aislar globalmente a Putin” para salvar vidas. “Sin embargo, recompensar al régimen de Maduro en Venezuela intercambiando las importaciones de petróleo de un cleptócrata asesino por otro en nuestro propio hemisferio sería incorrecto y miope”, agregó.

Muchos observadores de los asuntos latinoamericanos han compartido dudas de que las negociaciones con la delegación estadounidense, encabezada por el director del Consejo de Seguridad Nacional para Asuntos del Hemisferio Occidental, Juan González, alejarían a Maduro del gobierno ruso, uno de sus principales aliados. Rusia es el principal proveedor militar de Venezuela y ha ayudado a Maduro a eludir las sanciones de Estados Unidos a lo largo de los años.

Gran parte de la riqueza acumulada por los funcionarios del régimen venezolano se ha depositado en bancos rusos, que también han desempeñado un papel en el manejo de las transacciones monetarias internacionales de Petróleos de Venezuela.

Apenas cinco días después de que los funcionarios estadounidenses se reunieran con Maduro, la vicepresidenta venezolana Delcy Rodríguez y el canciller ruso Sergei Lavrov discutieron las “relaciones estratégicas” de las dos naciones y la situación internacional “compleja” durante una reunión en Turquía, dijo Rodríguez en Twitter.

Putin dijo que las conversaciones de la administración Biden con Maduro, supuestamente considerando levantar las sanciones, le dan “confianza” de que Estados Unidos vendría a la mesa de negociaciones con Rusia. “Están tratando de llegar a un acuerdo con los países contra los que ellos mismos habían impuesto restricciones ilegítimas anteriormente. Están listos para reconciliarse con Irán, para firmar todos los documentos de inmediato. Fueron a Venezuela a negociar con ellos. Pero no había necesidad de imponer estas sanciones ilegítimas”, dijo en una reunión el jueves con miembros del gobierno, según informó la agencia de noticias estatal rusa RIA Novosti. “Lo mismo sucederá en las relaciones con nuestro país”, dijo Putin. “No tengo duda al respecto.”

El viernes, la administración Biden tomó medidas para poner fin a las relaciones comerciales normales con Rusia y prohibió las importaciones de vodka y otros productos rusos.

Por Tyler Durden en Zero Hedge. Traducción libre del inglés por morfema.press

Los compradores se resisten a las compras de petróleo ruso a pesar de los descuentos récord y las excepciones a las sanciones

Si bien en su andanada sin precedentes de sanciones a Rusia, los EE. UU. y los aliados occidentales se esforzaron por ahorrar los envíos de energía rusos y mantener las economías funcionando y los votantes cálidos, el mercado petrolero se ha declarado en huelga de todos modos.

Actuando como si la energía ya estuviera en el punto de mira de los funcionarios de sanciones occidentales, las refinerías se han negado a comprar petróleo ruso y los bancos se niegan a financiar los envíos de productos básicos rusos, informa el WSJ citando a comerciantes, ejecutivos petroleros y banqueros.

Este embargo autoimpuesto que efectivamente ha detenido la mayoría de los envíos de petróleo rusos, amenaza con hacer subir los precios de la energía a nivel mundial al eliminar un chorro de petróleo de un mercado que estaba apretado incluso antes de la invasión rusa de Ucrania. Mientras tanto, Rusia, en guerra y necesitada de ingresos con su sistema financiero en crisis, está tomando medidas extremas para convencer a las empresas de que compren su bien más preciado.

Anteriormente informamos que los propietarios de los petroleros ya habían comenzado a evitar los puertos rusos debido tanto a la invasión militar de Ucrania como al temor de que las sanciones por el petróleo también pudieran llegar pronto, y como resultado, las tarifas para los petroleros en las rutas rusas de crudo se habían disparado tanto. nueve veces en los últimos días.

Temor en el mercado petrolero

Pero ahora, en medio de los crecientes temores de que caigan en conflicto con restricciones complejas en diferentes jurisdicciones, las refinerías y los bancos se resisten a comprar petróleo ruso, dicen los comerciantes y otras personas involucradas en el mercado. Los actores del mercado también temen que las medidas que apuntan directamente a las exportaciones de petróleo puedan aterrizar a medida que se intensifican los combates en Ucrania.

“Esto hará que sea muy complejo comerciar con Rusia”, dijo Sarah Hunt, socia del bufete de abogados HFW que trabaja con comerciantes de materias primas, sobre las sanciones establecidas a partir del lunes. “ Estas sanciones contra Rusia tendrán un efecto increíble en el comercio mundial y en la financiación del comercio”.

Los futuros del crudo Brent, el punto de referencia en los mercados energéticos internacionales, subieron casi un 8% el martes a más de 105 dólares el barril. Pero en una señal de que la demanda de petróleo ruso se ha evaporado, los precios del crudo Urals, el buque insignia del país, se movieron en la dirección opuesta.

Rusia ofrece descuentos

El martes, los comerciantes ofrecieron Brent de los Urales con un descuento récord de alrededor de $ 15 por barril por debajo del precio del Brent , con un descuento que en un momento llegó a $ 18,60, e incluso entonces no encontraron compradores. Una caída en el precio de Espo, un grado de crudo ruso popular en Asia, sugiere que las refinerías en Japón y Corea del Sur están haciendo una pausa en las compras junto con las de Europa y EE. UU.

«El mercado está empezando a fallar», dijo al WSJ un comerciante de una importante casa de comercio de productos básicos, lo cual es un problema porque con Rusia exportando aproximadamente 5 mmb/d, el mercado del petróleo, que ya es extremadamente ajustado, podría encontrarse en un suministro histórico de escasez en solo unos días, y necesitará una destrucción masiva de la demanda, es decir, precios del petróleo mucho, mucho más altos, para estabilizarse, como escribió Goldman durante el fin de semana.

Los gigantes del comercio de petróleo, incluidos Vitol y Trafigura, tienen petróleo ruso comprado en acuerdos a largo plazo. Pero según el WSJ, no pudieron vender el martes, dijeron personas familiarizadas con sus operaciones.

En Europa, la refinería sueca Preem y la finlandesa Neste Oyj dijeron que detuvieron las compras de petróleo ruso y las reemplazaron principalmente con compras de petróleo del norte de Europa. Valero Energy, con sede en Texas, también suspendió todas las compras futuras de petróleo ruso.

El verdadero impacto se verá en semanas

Y aunque por ahora Rusia está exportando tanto petróleo como antes de la invasión del jueves, esos flujos, basados en las ventas realizadas antes de la guerra, se reducirán drásticamente en las próximas semanas una vez que se hayan entregado los cargamentos, dijeron comerciantes y analistas. .

La importancia de la industria energética de Rusia, exportadora de alrededor del 7,5% del petróleo del mundo, para la economía global llevó a los gobiernos occidentales a eliminar el petróleo y el gas de sus sanciones. Al eliminar a algunos, pero no a todos, los bancos de la infraestructura de mensajería del sistema financiero, Swift, EE. UU. y otros dejaron vías para que los comerciantes pagaran por el petróleo y el gas.

Como resultado de estas sanciones, y los temores de que pronto siga un embargo total sobre la producción de petróleo de Rusia, los compradores de energía se han resistido a la perspectiva de utilizar la «laguna legal» existente, preocupados de que en unos pocos días puedan quedarse con miles de millones. en petróleo ruso no pueden vender. Como resultado, toda la cadena de suministro de petróleo de Rusia se está derrumbando.

Lo que no quiere decir que no queden compradores: cuando los precios del crudo ruso se desplomaron la semana pasada, las empresas en India aspiraron alrededor de siete millones de barriles de petróleo de los Urales, pero incluso allí las empresas están tomando medidas para limitar el riesgo de sanciones según el WSJ.

Las empresas actúan con precaución

El lunes, Indian Oil Corp. envió una carta a los comerciantes de crudo indicando que compraría petróleo ruso solo si se incluía la entrega, según una persona familiarizada con el asunto y un documento visto por The Wall Street Journal.

En el documento, el gigante de la refinación indio dijo que ya no compraría dos grados de petróleo ruso, así como una mezcla de petróleo kazajo, si tuviera que asumir la responsabilidad de transportar el petróleo. Esto se debió a que algunas compañías navieras dudan en cargar crudo ruso.

Rusia está respondiendo rápidamente para apuntalar la demanda de su petróleo, una fuente vital de dólares ahora que Estados Unidos y sus aliados han congelado las reservas de divisas del país.

Las empresas, incluido el gigante estatal Rosneft, han dejado de ofrecer petróleo en la llamada base FOB, en la que los compradores arreglan su propio buque y financian y aseguran el envío, dicen comerciantes y ejecutivos petroleros. En cambio, están ofreciendo petróleo en lo que se conoce en la jerga de la industria como base CFR.

Según este modelo, Rosneft usaría embarcaciones de la flota de propiedad del gobierno Sovcomflot y entregaría petróleo a la puerta del comprador a cambio de efectivo, lo que significa que el comprador no tiene que preocuparse por el transporte, la financiación comercial o el seguro.

Pero los compradores están rechazando la propuesta, dijo un ejecutivo de la industria petrolera y un comerciante de petróleo de Medio Oriente.

Además de India, China también ha adquirido más Urales rusos, que normalmente se venden principalmente en los mercados europeos. Dos grandes petroleros, incluido uno fletado por China Petroleum & Chemical, o Sinopec, se dirigen a los puertos chinos de Ningbo y Zhanjiang y su llegada está programada para fines de marzo, dijo Kevin Wright, analista principal de petróleo de la firma de inteligencia de mercado Kpler. Un portavoz de Sinopec no respondió de inmediato a las solicitudes de comentarios.

Aún así, los comerciantes dijeron que China, que hoy supimos que ha comprado más petróleo iraní ahora que antes de las sanciones de EE . UU ., no ha aspirado barriles baratos como lo hizo cuando los precios mundiales del petróleo se desplomaron al comienzo de la pandemia, tal vez porque Beijing está siguiendo una línea diplomática cuidadosa sobre la guerra, absteniéndose en una votación de las Naciones Unidas sobre la condena de la invasión la semana pasada. Dicho esto, probablemente sea solo una cuestión de precio antes de que China decida comprar todo el petróleo ruso que pueda.

Los desafíos futuros

Un desafío que enfrentan Rosneft y otros productores: los gobiernos, incluidos el Reino Unido y Canadá, están prohibiendo los petroleros rusos. El lunes, uno de esos barcos se vio obligado a cancelar una llegada a Escocia después de que el Reino Unido instituyera su prohibición.

Mientras tanto, como se señaló anteriormente, muchas compañías navieras occidentales se han vuelto recelosas de navegar en el Mar Negro hacia el sur de Ucrania y se enfrentan a un aumento en las tarifas de los seguros por operar cerca de una zona de guerra.

Otra complicación emergente proviene de los bancos que engrasan las ruedas del comercio internacional y que se niegan a financiar acuerdos de materias primas rusas. Prestamistas como ING, Société Générale y Credit Suisse e incluso algunos bancos chinos no están emitiendo cartas de crédito, una forma de financiación comercial, para el petróleo y otros recursos naturales de Rusia.

“El principal problema ahora está en las condiciones de pago”, dijo Igho Sanomi, fundador de la empresa comercializadora de energía Taleveras. “Eso se ha vuelto muy difícil”.

La conclusión es que, si bien es probable que la economía de Rusia se paralice y pronto, una vez que se detenga este salvavidas final del dólar, la eliminación de millones de barriles de petróleo del mercado conducirá a un aumento exponencial en los precios del petróleo hasta que lleguemos a la infame «destrucción de la demanda». » disparador – el precio más allá del cual no hay más demanda… y una estanflación global hace señas.

Por Michael Kern en Oilprice. Traducción libre del inglés por morfema.press

Los productores de petróleo han tenido un gran año con un aumento de los precios del petróleo de hasta un 20% solo en 2022. Los precios más altos del petróleo podrían incentivar las inversiones upstream y ayudar a impulsar una mayor oferta en el mercado.

Los fundamentos y la geopolítica han hecho que los precios del petróleo se recuperen un 20 % en lo que va del año a niveles vistos por última vez en el otoño de 2014. El precio de más de 90 dólares el barril ha subido más del 60 % desde esta época del año pasado, y muchos analistas dicen que el petróleo de $100 ahora es cuestión de cuándo, no de si.

Las grandes petroleras y los países productores de petróleo que forman parte de la alianza OPEP+ han visto los beneficios de aumentar los precios del petróleo con enormes flujos de efectivo y ganancias, e ingresos petroleros gubernamentales, respectivamente.

Si bien estos atractivos beneficios de los altos precios del petróleo son sin duda positivos para las finanzas de las grandes empresas, los miembros de la OPEP y Rusia, el mercado ya se pregunta a qué precio se producirá la destrucción de la demanda.

Mercado ajustado

En este punto, considerando el mercado muy ajustado en este momento , los precios del petróleo persistentemente altos a más de $90, y posiblemente $100 por barril, podrían ser una de las pocas «curas» para los altos precios del petróleo a mediano plazo. A más largo plazo, $ 90 o $ 100, el petróleo podría incentivar más inversiones upstream, que han sido lamentablemente insuficientes en los últimos dos años, en comparación con la demanda de petróleo posterior a COVID que ahora se recupera.

Podría ser un petróleo de $ 100 que ‘curaría’ los altos precios del petróleo. Sin embargo, es posible que el crecimiento de la demanda se desacelere, debido a los altos precios del petróleo, antes de que los productores comprometan más inversiones en la oferta.

“La única forma de equilibrar este mercado a mediano plazo sigue siendo altos precios del petróleo para frenar el crecimiento de la demanda”, escribieron los analistas de Energy Aspects en una nota a los clientes esta semana citada por Bloomberg

El desafío de aumentar el suministro

Traer más suministro, por otro lado, ahora es más desafiante que antes de la pandemia. Los problemas de ESG y la transición energética para las grandes empresas internacionales, así como la disciplina de capital recién descubierta y aún en gran parte mantenida de los productores de esquisto de EE. UU., se combinan con cuellos de botella en la cadena de suministro , escasez de mano de obra e inflación de costos.

El petróleo de $100 podría desencadenar mucha más producción de petróleo en EE. UU., en teoría, pero es probable que las limitaciones de la cadena de suministro y los precios récord de la arena de fracturación moderen el crecimiento, dicen los analistas de Rystad Energy .

Las inversiones globales en suministro aumentaron en 2021 en comparación con 2020 y se espera que también aumenten este año, pero seguirán por debajo de los niveles previos a la pandemia, dicen todos los pronosticadores.

Las grandes petroleras no han impulsado demasiado las inversiones en exploración, mientras que el esquisto estadounidense básicamente necesita aumentar la inversión solo para mantener la producción estable.

Según la Agencia Internacional de Energía (AIE), la participación de las grandes petroleras en el gasto total en upstream es ahora del 25 por ciento , en comparación con casi el 40 por ciento a mediados de la década de 2010.

Las petroleras estatales están invirtiendo

A diferencia de las grandes petroleras, las compañías petroleras nacionales, especialmente ADNOC de Abu Dhabi y Saudi Aramco, están invirtiendo más en nuevos suministros, ya que cada una busca aumentar sus respectivas capacidades de producción en 1 millón de barriles por día (bpd) para fines de esta década.

Sin embargo, a corto plazo, los fundamentos del mercado apuntan a que la oferta va a la zaga del repunte de la demanda, lo que eleva los precios del petróleo, junto con la amenaza de una posible interrupción en el suministro de petróleo ruso debido a la crisis de Ucrania.

Los analistas dicen que la cura a corto plazo para los altos precios del petróleo es que lleguen al punto en el que comenzarán a pesar sobre la demanda. Parece que todavía no hemos llegado.

Los ciclos alcistas

Durante ciclos alcistas anteriores, $80 parecía ser el punto en el que los principales países consumidores de petróleo comenzaron a suplicar a los productores más suministro. Y

a hemos superado este punto y, mientras continúan las súplicas a la OPEP+ para que extraiga más petróleo, la alianza no cambia de rumbo, por ahora, y los pocos productores con capacidad adicional no están compensando la enorme subproducción general de aquellos que carecen de ella. esa capacidad.

El petróleo podría fijarse en $100 e incluso más a finales de este año, dijeron analistas a CNBC esta semana.

“Podríamos llegar temprano, pero la piedra angular principal de nuestra tesis durante el próximo año, o más, suponiendo que la macroeconomía se mantenga, es que el ciclo del petróleo tendrá un precio más alto hasta que encuentre un nivel de destrucción de la demanda”, Michael Tran, de productos básicos y estratega de inteligencia digital de RBC Capital Markets, escribió en una nota publicada por CNBC.

«Históricamente, los mercados subieron debido a la reducción de los inventarios de crudo y productos, que son difíciles de resolver en ausencia de un evento de destrucción de la demanda o un aumento de la oferta, ninguno de los cuales parece estar en el horizonte», según RBC Capital Markets.

La OPEP publicó el jueves el Boletín Mensual del Mercado Petrolero correspondiente a Enero 2022, informando que la producción de Venezuela fue 668 mil barriles por día (mbd), según las fuentes independientes o secundarias a un precio promedio de 63,58 dólares estadounidenses por barril, el más alto en 37 meses.

El precio de USD 63,58 por barril de la segregación Merey 16 para enero de 2022, es 15,8% superior a los USD 54.89 por barril registrados en diciembre 2021.

La cesta de referencia de precios de la Opep (OPEC Reference Basket, ORB en inglés) , compuesta por el precio de los crudos marcadores de sus 13 países miembros, promedió USD 85,41 / barril, un aumento del 14,8% respecto al visto en diciembre de 2021 de USD 74,38 /barril.

Venezuela vendió enero el Merey 16 en el mercado internacional con un descuento del 25,56% respecto a la cesta de referencia Opep

La evolución del precio

La actividad económica mundial se ha visto severamente afectada por la pandemia de Covid 19 o virus chino, que durante más de dos años consecutivos ha afectado la salud de millones de personas en el mundo.

La Organización Mundial de la Salud la declaró una emergencia de salud pública de importancia internacional el 30 de enero de 2020 y la reconoció como una pandemia el 11 de marzo de 2020, cuando informó que había 4291 muertos y 118 000 casos en 114 países

Desde entonces los países del mundo han establecidos cuarentenas, cierres de fronteras y restricciones de viajes ante las sucesivas olas de variantes del virus chino. La más reciente, la Omicron, ha resultado de menor letalidad, por lo que la actividad mundial ha retomado un ritmo creciente

Luego de alcanzar un mínimo histórico de USD 7.04/barril en abril del 2020, el precio del Merey 16 se ha recuperado de manera sostenida alcanzando los USD 46,16 en abril de 2021 y que en enero de 2021 alcanzó su precio máximo de los últimos 37 meses, suguiendo la recuperación mundial de los precios internacionales del petróleo.

Acerca del Merey 16° API

La segregación (mezcla) Merey 16, corresponde a un crudo pesadó ácido de 16° API y de más de 1,1% de contenido de azufre.

Las segregaciones se constituyen con mezclas de crudos de diferentes grados API provenientes de diferentes campos petroleros. Estas mezclas obtienen una denominación comercial (blend) una vez estadarizadas y clasificadas según el American Petroleum Institute (API)

En el caso del Merey 16, se obtenía con la mezcla de crudos extrapesados ácidos de la Faja del Orinoco con la segregación mediana dulce Mesa 30, producida con la mezcla de crudos provenientes de los campos Muri, Musipan, Carito y El Furrial

El condensado iraní y el Merey 16

La empresa estatal Pdvsa, sumergida en un mar de corrupción, fuga de talento y falta de matenimiento, ha visto una reducción dramática de su producción de crudos, especialmente de crudos livianos y medianos sus campos occidentales y orientales, lo que ha afectado la producción del Merey 16 para la exportación.

Dese octubre de 2021, ha estado recibiendo regularmente cargamentos de condensados provenientes de Irán, un promedio de 2 millones de barriles por mes. El más reciente llegó al país el viernes 4 de febrero.

El condensado es un hidrocarburo ultraliviano, (> 40° API) que generalmente de obtiene por la expansión del gas natural en la boca del pozo. Es de bajísimo densidad y generalmente incoloro.

En datos del acádemico ing. Nelson Hernández, la proporción de un condensado de 40° API en la producción de Merey 16 sería aproximadamente del 30%.

Tenemos entonces que la producción de Merey con una carga mensual de 2 millones de barriles de condensados iranés (66 mbd) aumenta en 198 mbd adicionales en Merey, aproximadamente el 30% del total de la producción venezolana.

Esos cargamentos de condensado a su vez son pagados a Irán con cargamentos de Merey 16

Los términos de esos intercambios no son informados públicamente ni por el gobierno de Venezuela ni el de Irán.

Para mayor información ver

Economía Crudo Merey 16, Vía Mezcla | Academ, Ing. Nelson Hernández

Noruega ha alcanzado un récord histórico en sus ingresos por petróleo en 2021. En el cuarto trimestre de 2021, el valor de las exportaciones de petróleo y gas de Noruega superó los 11.500 millones de dólares en cada uno de los meses, el triple que en el mismo periodo de 2020

Los ingresos petroleros de Noruega alcanzaron un récord en 2021, gracias a la subida de los precios de las materias primas, la creciente demanda mundial y la elevada producción de 94 yacimientos en alta mar, dijo el jueves la Norwegian Petroleum Directorate (NPD).

Se espera que la elevada y estable producción de la plataforma continental noruega continúe durante los próximos años, dijo la autoridad en su panorama titulado «Shelf 2021» presentado hoy.

En el cuarto trimestre de 2021, el valor de las exportaciones de petróleo y gas de Noruega superó los 11.500 millones de dólares (100.000 millones de coronas noruegas) en cada uno de los meses, el triple del valor de las exportaciones en el mismo periodo de 2020, según la presentación de la dirección.

El año pasado se hicieron 20 descubrimientos en la plataforma, cinco campos entraron en funcionamiento y los operadores presentaron ocho planes de desarrollo a las autoridades. Este año se espera que se presenten docenas de planes de desarrollo, dijo la dirección.

a producción de petróleo y gas de Noruega fue ligeramente superior en 2021 en comparación con 2020, y alcanzó una media de 4 millones de barriles equivalentes de petróleo al día (boepd), añadió.

«Muchos nuevos descubrimientos, así como varios desarrollos de nuevos yacimientos en los próximos años, significan que se espera que la producción aumente ligeramente hasta 2024», dijo la directora general de la NPD, Ingrid Sølvberg.

El crecimiento de los recursos descubiertos el año pasado fue el más alto desde 2014, señaló la dirección. En el futuro, Noruega seguirá desarrollando su industria del petróleo y el gas bajo el nuevo gobierno en minoría dirigido por el líder del Partido Laborista, Jonas Gahr Stoere.

Noruega seguirá concediendo permisos para la exploración de petróleo y gas en la plataforma noruega y mantendrá el actual sistema de subastas de petróleo, según el Gobierno.

«Nos complace que el nuevo gobierno continúe con las principales políticas de petróleo y gas del gobierno anterior», dijo en octubre Anniken Hauglie, director general de la Norwegian Oil and Gas Association, al comentar la plataforma del nuevo gobierno.

El acceso a la superficie y a más permisos es el instrumento más importante que tiene el gobierno para garantizar no sólo los ingresos de la industria del petróleo y el gas, sino también para financiar la transición energética, dijo Hauglie.

Vía Oilprice

A medida que la economía mundial se recupera del Covid-19, se espera que la producción y los precios del petróleo superen los niveles previos a la pandemia. Pero con la dinámica cambiante del mercado y la aceleración hacia las energías renovables, el mercado de la energía podría tener un año volátil

Por Omid Shokri en The New Arab

Las economías de los países productores de energía en el Medio Oriente dependerán en gran medida de la estabilidad del mercado energético en 2022.

Se intensificará un enfoque gradual en el proceso de transición energética en los países productores de energía en el Medio Oriente, reduciendo gradualmente el papel de los combustibles fósiles .

La volatilidad en el mercado energético de los dos años anteriores continuará en 2022 y los estados exportadores de petróleo de la región tendrán que lidiar con ella. El ritmo desigual de la recuperación económica mundial de la pandemia de Covid-19, exacerbado por la aparición de nuevas variantes del virus, impide el repunte constante de la demanda de petróleo.

Altamente dependientes de las exportaciones de petróleo y gas, los países del Golfo soportarán las implicaciones de los procesos macroeconómicos. Uno de los desafíos más importantes para las economías de Medio Oriente también será el posible aumento de la tasa de interés por parte de la Reserva Federal de EE. UU. debido a la inflación sin precedentes en el país.

“Históricamente, el fortalecimiento del dólar estadounidense ha impactado inversamente en los precios del petróleo”, dijo a The New Arab Rauf Mammadov, académico residente en política energética en The Middle East Institute y miembro no residente en Jamestown Foundation.

Economía y energía en MENA 2022

Las previsiones muestran que los precios de la energía y la producción de petróleo seguirán aumentando en Oriente Medio y que la vacunación contra el Covid-19 continuará en toda la región.

Esto incrementará las presiones alcistas sobre los precios al consumidor , y se prevé que la tasa de inflación en la región alcance el 5,8% en 2022 y el 4% en 2023.

Se espera que la región MENA (Middle East and North Africa) experimente un progreso económico en un futuro próximo, con estimaciones de crecimiento del PIB del 5,2 % y el 4,6 % en los años 2022 y 2023, respectivamente.

Estas estimaciones se basan en el supuesto de que las posibles nuevas olas de Covid-19 se frenarían con vacunas continuas en la región y que, aunque dentro de las cuotas de la OPEP+, la producción de petróleo aumentará y los precios de la energía serán altos.

Mientras tanto, en las economías MENA importadoras de energía, se espera que los precios de la energía sean consistentemente altos y es probable que la cadena de suministro global se interrumpa, lo que causará presiones crecientes sobre los precios al consumidor.

En la región MENA , se prevé que el crecimiento anual promedio del índice de precios al consumidor (IPC) sea del 5,8 % y del 4,0 % en los años 2022 y 2023.

No se espera que la inflación experimente cambios radicales y es poco probable que las tasas de política clave aumenten en la primera mitad de 2022 por parte de la Reserva Federal de EE. UU. Por lo tanto, es poco probable que haya cambios en las políticas financieras de la región en el futuro cercano, particularmente en países cuyas economías se basan en gran medida en el dólar estadounidense.

A medida que el impulso económico continúa fortaleciéndose y recuperándose después de la recesión debido a la pandemia de Covid-19, esta recuperación beneficiará las posiciones externas y fiscales generales de diferentes maneras.

Una nueva era en la seguridad energética

La pandemia nos recuerda que las políticas actuales de seguridad energética deben evolucionar. Alcanzar las metas de carbono neto es difícil para los países de la región con economías fuertemente basadas en la industria . Cuando este es el caso, la descarbonización no es fácil de lograr, particularmente cuando los subsidios a los combustibles promueven el consumo.

Este año se espera un aumento del 2% en las emisiones de gas de la industria, muy por encima de lo que podría compensarse con una disminución del 0,3% en las emisiones de petróleo en la industria. Con la descarbonización de los sectores industrial y de refinación, en los que el uso de electricidad suele ser costoso y no siempre es posible, es un gran desafío para los países de Medio Oriente alcanzar las emisiones netas de gases cero objetivo.

En un informe sobre los desafíos que enfrenta el mercado energético global, Wood Mackenzie identificó cinco tendencias principales este año.

Cuando se trata de la transición energética , se están analizando cantidades récord de flujos de efectivo; los operadores buscan implementar sus planes en términos de emisiones de Alcance 1 y 2; las tasas de inversión en petróleo y gas siguen siendo de vital importancia; el sector de servicios sigue siendo vulnerable a verse afectado negativamente, y los exploradores siguen interesados en buscar vías alternativas para la transición energética.

En el informe petrolero mensual de la OPEP , se indicó que se esperaba que la demanda de petróleo alcanzara aproximadamente los 100,8 millones de barriles diarios este año, cifra muy cercana a la cifra ligeramente superior a los 100 millones de 2019 previo a la pandemia.

A modo ilustrativo, se pronostica que China consumirá aproximadamente 15 millones de barriles de petróleo por día en 2022, que es 1,5 millones de barriles más de lo que consumió en 2019. Dado el impacto directo de la oferta de petróleo en los precios del petróleo, los expertos creen que el comportamiento de Los países miembros de la OPEP en 2022 tendrán un impacto significativo en el mercado general.

«El desarrollo más importante en 2021 no fue la recuperación de la producción y la demanda de petróleo, ni los precios del petróleo», dijo a The New Arab el Dr. Anas Alhajı, asesor editorial de Attaqa, la única plataforma de medios de energía en árabe .

«El desarrollo más importante que tendrá un impacto en 2022 y más allá es el nuevo comportamiento de los principales países productores de petróleo con OPEP+ que tienen capacidad adicional pero se negaron a aumentar la producción a expensas de los miembros que no pueden aumentar la producción. Esto es un cambio importante en la estructura del mercado petrolero», agregó.

La inversión de los principales países productores de petróleo en nuevas energías es una dicotomía fundamental , como Microsoft recurriendo a las computadoras Apple. Al hacer esto, el mercado del petróleo se debilitará cada vez más.

Por otro lado, la nueva energía puede proporcionar diversidad económica, habilidades y flujos de ingresos, al tiempo que reduce el uso de recursos de hidrocarburos para aumentar las ganancias de exportación. Para los países del CCG, la transición energética interna es menos importante que la transición global. La transición energética interna podría liberar algunos recursos para las exportaciones, pero la mayoría de los ingresos del petróleo están influenciados por fuerzas internacionales.

Los países del Consejo de Cooperación del Golfo (CCG), con la excepción de Bahrein y Omán, todavía se encuentran en una posición sólida incluso si los precios mundiales del petróleo caen. Tienen el costo de extracción de petróleo más bajo del mundo, y algunos incluso tienen el porcentaje más bajo de emisiones de carbono en el ciclo de producción.

En el contexto de una pandemia, la vacunación es uno de los principales factores que influyen en el crecimiento económico de los países de la región. Con el aumento de la vacunación, se ha logrado un progreso significativo en el proceso de normalización de las economías, pero nuevas cepas del virus, como Omicron, pueden interrumpir este proceso.

Además, la tasa de vacunación varía mucho en la región. Países como Bahrein, Arabia Saudita y los Emiratos Árabes Unidos (EAU) han logrado un desempeño satisfactorio en el campo de la cobertura de vacunas, e Irán y Kuwait también han logrado avances significativos.

Sin embargo, países como Argelia, Egipto, Irak, Líbano, Siria y Yemen no han tenido un buen desempeño en este sentido, y esto podría exponerlos a nuevas oleadas de brotes y afectar negativamente a sus economías.

Dado el aumento de la demanda del mercado en 2021, es natural que el precio promedio del petróleo este año aumente.

«Se espera que todo sea alto en 2022: producción, demanda, exportaciones, plataformas, terminaciones, precios y costos. Se espera que el precio promedio para 2022 sea más alto que el precio promedio en 2021, pero aún no hay soporte para $100 petróleo», dice el Dr. Anas Alhajı.

«Se espera que la producción de petróleo de la mayoría de los países de Medio Oriente aumente con aumentos notables en la producción de Arabia Saudita, los Emiratos Árabes Unidos e Irán. Se espera que Saudi Aramco continúe con su programa para aumentar su capacidad de producción a 13 mb/d».

La dinámica del mercado energético ha cambiado en los últimos años, y en el futuro habrá competencia en el sector de la tecnología de energías renovables, especialmente en el sector de las baterías.

Las instituciones financieras invertirán más en energía limpia y las condiciones para atraer inversores en los campos de petróleo y gas se volverán cada vez más difíciles. Los enormes recursos financieros de China aumentarán las condiciones para que Beijing aumente su influencia en la infraestructura energética de los países en desarrollo, especialmente en el Medio Oriente.

El aumento de la inversión en energías renovables puede ser eficaz para controlar la contaminación ambiental y proporcionar empleo a más personas. En ese sentido, 2022 podría ser el inicio del proceso de transición energética en la región.

Omid Shokri es un analista con sede en Washington que se centra en la diplomacia energética, la política energética de EE. UU., las relaciones entre Irán y Turquía y las relaciones entre Irán y Rusia. Tiene un doctorado en Relaciones Internacionales y actualmente se desempeña como investigador visitante en la Escuela de Política y Gobierno Schar de la Universidad George Mason. También es analista en Gulf State Analytics (GSA).

El mantenimiento y aumento del potencial de producción de hidrocarburos no se logra sin la presencia de taladros activos que permitan realizar, en los pozos, el conjunto de acciones que conlleven a obtenerlos.

Tener taladros activos proporciona seguridad de existencia a las empresas dedicadas a la producción de hidrocarburos.

Especial de Nelson Hernández

En el argot de la industria de los hidrocarburos continuamente se oye decir, al personal que en ésta labora, la palabra “taladro”. Para el común de las personas la imagen que de esta tienen es la de una torre piramidal truncada metálica, pero la importancia que tiene esta infraestructura en el desenvolvimiento de la producción de petróleo y gas es poco conocida.

Esta infraestructura o equipo de trabajo es vital en la fase de exploración y explotación de los hidrocarburos, ya que está asociado a la mínima unidad técnica – económica que soporta a esta industria, que es el pozo. Hay que recordar que, hasta hoy, la única forma de conocer con certeza la existencia de hidrocarburos en el subsuelo, es perforando un pozo.

Lógicamente no hay un solo tipo de taladro. Los hay para agua y tierra, en función de la profundidad del pozo y de las características del yacimiento, si es para pozos exploratorios, de avanzada o de desarrollo y los dedicados a la actividad de reparación, reacondicionamiento y mantenimiento de pozos (RA/RC). La gráfica anterior muestra una clasificación de taladros.

El equipo o taladro de perforación rotatoria es un equipo utilizado para perforar huecos de gran profundidad, con el fin de drenar un yacimiento de hidrocarburos de la manera más económica y rápida posible (si éste ya esta descubierto), o de perforar pozos exploratorios con el objeto de ubicar acumulaciones de hidrocarburos. Contadas veces se utiliza este tipo de equipos para realizar trabajos RA/RC.

La otra macro clasificación es la denominada equipos de guayas, que son más pequeños y se utilizan, generalmente, en pozos en tierra para realizarles, entre otros, trabajos RA/RC.

Definiciones claves

Con el objeto de dar un marco de referencia al lector, es necesario establecer de manera sencilla las siguientes definiciones:

Potencial de producción de petróleo: Es la máxima tasa eficiente de producción económica de un yacimiento, capaz de obtenerse con las instalaciones operativas de superficie del campo. También representa el nivel máximo de producción estable que pudiera ser alcanzado, bajo condiciones ideales de operación, por los pozos con disponibilidad de producción, conectados a instalaciones de superficie, cumpliendo con las normas ambientales y de utilización del gas producido. Desde el punto de vista de cálculo, se expresa como la sumatoria del potencial de producción de cada pozo que tiene disponibilidad inmediata de producción. Dentro de este grupo de pozos están:

– Activos en producción
– Cerrados temporalmente por reparación y mantenimiento de instalaciones asociadas al pozo
– Cerrados por restricción de mercado del tipo de crudo que produce

Producción diferida: Es la diferencia entre el potencial de producción y el volumen de producción medido en los tanques de almacenamiento de petróleo. Este diferimiento de producción puede ser programada y no programada. Esta última obedece a eventos fortuitos e imprevistos.

Producción: Es el volumen producido en condiciones normales de operación. Esta producción, para ser óptima debe estar en un rango que va entre el 95 y 98 % del potencial de producción. Cuando la producción se sale de este rango, se debe actuar rápidamente para mantener el potencial. El retardo de la actuación dificulta su recuperación, con la consecuente pérdida de potencial, y por ende la caída en los volúmenes producidos. Como se puede observar es una situación recurrente: menor potencial, menor producción.

Declinación: Se refiere a la pérdida de capacidad de producción de hidrocarburos de un pozo o conjunto de pozos, debido a la ocurrencia de los siguientes factores:

– Disminución de la capacidad de producción del yacimiento. Conocida como la declinación energética del yacimiento y que va asociada a su madurez.
– Incremento en la producción de fluidos no deseables y daños en la formación (arena productora). Estas dos causas conforman la declinación mecánica y está relacionada directamente con el pozo y puede ser restituida mediante trabajos RA/RC.

Cada año se debe contrarrestar la declinación del potencial a fin de mantenerlo, y si se quiere incrementarlo se necesita un esfuerzo adicional a la efectuada para contrarrestar su caída.

Contribuciones al potencial: Se refiere al potencial generado de hidrocarburos a través de las actividades, entre otras: de perforación de pozos, reacondicionamientos y mantenimiento de pozos, sistemas de recuperación secundaria y terciaria, estimulaciones y cambios de métodos de producción, etc.

Generación y mantenimiento del potencial de hidrocarburos

Para la industria de los hidrocarburos es vital mantener y/o aumentar el potencial de producción. A tal efecto es imprescindible que exista el taladro, ya que sin él, es imposible que la unidad de producción (el pozo) este siempre en las mejores condiciones para alcanzar su objetivo primario como es el de drenar el yacimiento de hidrocarburos de una manera óptima.

La gráfica a continuación muestra en forma esquemática el movimiento del potencial de hidrocarburos en un periodo determinado, que generalmente es un año. Hay un potencial inicial a comienzo del periodo, el cual declina en el transcurso del tiempo. Esta declinación es restituida mediante acciones para el mantenimiento del potencial y si se han realizado acciones, básicamente de perforación, se puede agregar un nuevo potencial. El no realizar las acciones para el mantenimiento, el potencial ira cayendo paulatinamente, y cada vez será más difícil su recuperacion.

En la siguiente gráfica se muestran las distintas formas de generar potencial de hidrocarburos.

En todas las oportunidades es necesario la existencia del taladro, ya bien sea el convencional (utilizado en las actividades de la parte superior del gráfico) o el de “guayas” (empleado en las actividades indicadas en la parte inferior del gráfico).

El mantenimiento y reparación a pozos es uno de los temas más importantes a los que se enfrenta la industria de los hidrocarburos debido a la diversidad de problemas que se presentan en los pozos dependiendo de sus características, las propiedades de los fluidos que son producidos y las propiedades de la formación productora. Un mal manejo gerencial de esta problemática, conlleva directamente a una pérdida del potencial de producción, afectando la economía del negocio.

El término reparación o rehabilitación se refiere a una variedad de operaciones correctivas realizadas en un pozo a fin de mantener, restaurar o mejorar su producción. La reparación de un pozo es un proceso que se lleva a cabo después de la perforación y su terminación, que en conjunto son las operaciones que tienen como fin comunicar a la formación productora con la superficie teniendo como objetivo optimizar, rehabilitar o mejorar la productividad de un pozo y de esta manera obtener hidrocarburos al menor costo.

Los problemas de productividad que se pueden presentar se clasifican en: imputables al pozo per se; imputables al yacimiento e inherentes a fenómenos fisicoquímicos. Por otra parte, las reparaciones se pueden agrupar en:

Reparaciones menores: Se enfocan en aspectos mecánicos del pozo sin tener una interacción con el yacimiento al realizar la operación. Dentro de estas: cambio de bombas, empacaduras, cabezal, válvulas, tuberías dañadas, motores, balancines, cabillas, etc. Generalmente, el uso de una guaya (wireline) adosada a un motor es suficiente para realizar el trabajo.

Reparaciones mayores: Se realizan en la vecindad interna del pozo teniendo interacción con el yacimiento. Estas operaciones tienen mayores riesgos por lo que es recomendable analizar de forma correcta el comportamiento de cualquier agente externo que se requiera que interactué con los fluidos del yacimiento. Dentro de estas, se mencionan: Cambio de la tubería de producción, poner a producir una nueva zona del yacimiento, acidificación, fracturamiento, taponamiento y abandono de una zona productora.

Una excelente explicación de las reparaciones de pozos petroleros puede ser visto en la Tesis: Reparaciones Mayores y Menores en Pozos de Petróleo

A objeto de dimensionar el número de taladros existe el indicador DTA (días/taladro/año), el cual asocia los días de taladro dedicado a realizar un trabajo en un pozo para aumento o mantenimiento de potencial de hidrocarburos. El trabajo más simple a realizar tarda 2 días (1 día movimiento del taladro al sitio de trabajo, 1 día para realizar el trabajo). Esto indica que el DTA es de 2, lo que arroja que en un año se pueden intervenir 182 pozos.

Veamos el siguiente ejemplo: Un taladro tiene 7 DTA, y si los pozos que serán intervenidos por este equipo tienen una producción 200 barriles diarios, Cuantos taladros se necesitan para obtener una producción de 500 kBD?. Y cuantos serian si el DTA es de 14?

Esto indica la importancia de tener una óptima programación del uso de los taladros convencionales y de guaya, ya que cualquier retraso repercute directamente en las finanzas de la empresa que opere en la producción de los hidrocarburos. Esta es la principal razón del porque las empresas le dedican máxima atención al desempeño de la unidad organizativa encargada de velar por la reparación y mantenimientos de los pozos.

Como corolario, podemos indicar que: tener taladros activos proporciona seguridad de existencia a las empresas dedicadas a la producción de hidrocarburos.

Economía de los taladros

Por otra parte, es necesario conocer la economía de las actividades de generación y mantenimiento del potencial, donde más del 50 % del costo está asociado al taladro. Así vemos que el costo de este equipo está muy asociado al precio del petróleo, y este a su vez en el equilibrio de la oferta – demanda. En otras palabras, a mayor demanda de petróleo, mayor actividad de taladros para satisfacerla y por ende mayor el costo de estos por haber poca o nula disponibilidad. Es de aclarar que la generalidad es que las empresas petroleras alquilen o contraten el servicios de los taladros, y no que estas sean propietarias de estos.

Dependiendo de sus características técnicas, el alquiler de un taladro petrolero de mesa rotativa se ubica por encima de los 20.000 dólares diarios. Estos precios más o menos son iguales en todo el mundo, la diferencia está en la extensión de los contratos de servicio. Los costos promedio para los tipos de plataformas petrolíferas costa afuera pueden variar ampliamente, desde alrededor de 20 millones hasta un máximo de 1 mil millones de dólares.

En cuanto a los equipos de guaya, su costo es mucho más barato y por ende su alquiler diario que está por encima de los 3.000 dólares. Por ejemplo, un trabajo que tarde 7 días en realizarse, el costo del alquiler seria de 21.000 dólares, sin incluir los equipos y accesorios necesarios que requiere el pozo para su reactivación como productor activo. En general, el costo promedio de reactivación de un pozo ronda los 0.5 millones de dólares.

Todo lo anterior, indica que es muy importante en un programa de reactivación de pozos conocer (estimar) la producción esperada del pozo, el tipo de petróleo a producir y su precio. Estos tres rubros son básicos en la evaluación económica y de ellos dependerá la prioridad (jerarquización) que tenga cada pozo dentro de dicho programa.

En este link, puede realizar una evaluación económica sobre el particular:

https://app.box.com/file/681613710511?s=pwknln5quu8t1a4mcrz8zbhgb6rjr32b

En los siguientes link, puede obtener información sobre el costo y el alquiler de taladros

Costos Plataformas de perforación

https://www.investopedia.com/ask/answers/061115/how-do-average-costs-compare-different-types-oil-drilling-rigs.asp

Tarifa Diaria de perforación

https://www.investopedia.com/terms/d/day-rate-oil-drilling.asp

Taladros pequeños de tierra (guayas)

https://www.alibaba.com/trade/search?fsb=y&IndexArea=product_en&CatId=&SearchText=rig+oil&viewtype=&tab=

Caso Venezuela

La industria de los hidrocarburos en Venezuela se encuentra destruida como consecuencia de la aplicación políticas públicas erradas y de malas prácticas gerenciales. Así vemos que desde el año 1998, la producción ha caído en 2.835 kBD, al situarse en el 2020 en 500 kBD.

La gráfica anterior refleja el incumplimiento de los planes, lo cual estaría asociado a la mala praxis gerencial.

La gráfica siguiente muestra la producción de petróleo para el periodo 1998 – 2020, y la aplicación de las políticas públicas que restringieron el desarrollo normal de la industria hidrocarburífica venezolana.

Como consecuencia de la opacidad que mantiene el gobierno a todo nivel, es difícil conocer el número actual de pozos cerrados capaces de producir (Ver ANEXO I. Clasificación del Ministerio del Petróleo). La última cifra que se conoce es la mostrada en el PODE 2014. De los 35.780 pozos capaces de producir, 14.810 estaban en producción y 20.970 cerrados reactivables. Lo más seguro es que la cifra de cerrados haya aumentado, por una razón básica: caída de la producción como consecuencia de la falta de taladros para reactivar los pozos cerrados.

Esta afirmación se corrobora en la gráfica siguiente, que muestra el número de taladros relacionado con la producción de petróleo para el periodo Junio 2012 – Marzo 2021.

Se observa de una manera clara que en la medida que disminuye el número de taladros activos también disminuye la producción de petróleo, lo cual resalta la importancia del taladro en el mantenimiento y aumento del potencial de producción de petróleo.

Desde el punto de vista estadístico, la correlación encontrada con un coeficiente de correlación de 0.923, es la siguiente:

P= -0,22 T² + 47,8T + 31,23

Donde P es la producción, expresada en kBD y T es el número de taladros.

Ya hemos indicado las macro causas de la perdida de potencial de producción de hidrocarburos en Venezuela. Ahora bien, si no se realizan las acciones necesarias para contrarrestar la declinación de producción, se cae en el denominado efecto cascada de la perdida de producción, el cual está representado en la siguiente gráfica

La gráfica representa dos periodos. El periodo uno (P1), se inicia con un potencial indicado como PCP1. La declinación lleva a un nivel de potencial indicado como PFP1. Para restituir la declinación deben realizarse esfuerzos, para alcanzar nuevamente al final del P1 el nivel que se tenía al inicio del periodo (PCP1).

De no hacer ningún esfuerzo en el P1, o los realizados no contrarrestan la declinación, se origina el efecto cascada de la perdida de potencial. El potencial al inicio del periodo dos (P2) es el igual al PFP1. La declinación en P2 lleva a un nivel de potencial indicado como PFP2. Para restituir la declinación deben realizarse esfuerzos, para alcanzar nuevamente al final del P2 el nivel que se tenía al inicio del periodo (PCP2). Obsérvese que para restituir el potencial PCP1 desde el PFP2, es necesario realizar los esfuerzos dejados de hacer en ambos periodos.

Para finalizar, el mantenimiento y aumento del potencial de producción de hidrocarburos no se logra sin la presencia de taladros activos que permitan realizar, en los pozos, el conjunto de acciones que conlleven a obtenerlos.

Nelson Hernández es ingeniero energista @energia21 y Académico de la Academia Nacional de la Ingeniería y el Hábitat de Venezuela

La revolución energética, acelerada por la pandemia, está cambiando el la esencia del ADN de la industria del petróleo y el gas

En una entrevista reciente, Glynn Williams, director ejecutivo de Silixa , una empresa que proporciona soluciones de datos impulsadas por fibra óptica para el sector del petróleo y el gas (así como para varios otros), revela algo del reconocimiento emergente de que la industria del petróleo y el gas puede hacer un fuerte contribución al sector de las energías renovables:

Por Robert Rapier para Oilprice | Traducción libre del inglés por morfema.press

“Muchas personas y estados enteros dependen de la prosperidad y el bienestar de las empresas independientes de petróleo y gas (COI) y sus proveedores, pero todavía se les considera injustamente los villanos del cambio climático y la revolución de las energías renovables. En realidad, han participado plenamente en la gran empresa de hacer la transición de sus negocios y prácticas hacia el sector de las energías renovables. Entonces, lejos de ser sus enemigos, son cada vez más sus facilitadores ”.

¿Cuál es su opinión sobre el estado actual del mercado del petróleo y el gas a raíz de una pandemia y cuáles son las perspectivas para el futuro?

Actualmente estamos viendo un gran repunte en la actividad a pesar de que se prevén interrupciones continuas para el resto del año. Además, en el mediano plazo, los fundamentos parecen sólidos con niveles de demanda prepandémicos que regresan a fines de 2022. Ha habido una importante subinversión durante el período de COVID y eso, creo, conducirá a un retorno de un mayor gasto en 2022.

Para nosotros, el petróleo y el gas seguirán siendo un segmento atractivo en el que operar como nuestros clientes en el Medio Oriente de la OPEP, los grandes sectores de aguas marinas y de esquisto de EE. UU. Generarán mejores niveles de inversión, lo que generará nuevas oportunidades para Silixa.

Glynn Williams, director ejecutivo de Silixa | Foto Linkedin

Otras oportunidades surgirán de la necesidad de los operadores de cumplir con sus requisitos ESG. Una característica que hemos visto este año ha sido la reducción de las emisiones de alcance uno.

Recientemente hemos lanzado un sistema de intervención con el tiempo en el pozo adquiriendo datos reducido significativamente a una cuestión de horas en comparación con las técnicas convencionales. Por lo tanto, nuestras emisiones de alcance uno se reducen porque no requerimos plantas generadoras en operaciones de superficie durante días, sino solo horas a la vez. Si estamos tratando con problemas de emisiones fugitivas a través de problemas de integridad de pozos, se pueden resolver rápidamente identificando la fuente de la fuga, lo que permite al cliente realizar su mediación rápidamente.

Lo que también estamos viendo es una aceleración de la digitalización que permite, por ejemplo, la supervisión de operaciones de pozo sin la necesidad de llevar especialistas en vuelos por todo el mundo. El avance de la tecnología digital y las soluciones establecidas durante la pandemia será una plataforma sólida para el crecimiento de algunos de los proveedores de servicios que se mueven más rápidamente.

¿En qué medida refleja la imagen pública la dirección real de viaje de las IOC y sus proveedores?

Aunque las empresas de petróleo y gas y sus proveedores se están identificando como ecológicos a través de declaraciones de misión, logotipos y opciones de color corporativas, el cambio de marca puede ser inútil cuando no expresa ni subraya un compromiso real.

Sin embargo, la marca de las compañías de petróleo y gas refleja cada vez más cambios fundamentales en la filosofía y las prácticas comerciales. Por ejemplo, BP se ha reposicionado con objetivos sólidos de energía renovable y una hoja de ruta definida hacia la descarbonización. Otro ejemplo es Total, que ha experimentado un cambio de marca completo convirtiéndose en TotalEnergies, destacando a la empresa como un proveedor amplio de energía en lugar de solo petróleo y gas.

En muchos sentidos, las IOC han adoptado la transición energética y empresas como ExxonMobil han identificado múltiples proyectos de uso de captura de carbono (CCU). Es posible que algunos hayan tardado en adoptar la transición energética, pero ahora están acelerando el diálogo, asumiendo compromisos muy firmes con los centros de captura y almacenamiento de carbono.

Este año hemos notado un mayor sentido de propósito entre las principales IOC, lo que refleja una respuesta a las presiones de los accionistas y lo que está sucediendo en el mundo en general.

Descarbonización, renovables y habilidades transferibles

La inversión que anteriormente se destinaba a trabajos de exploración ahora se dirige a los mercados de energías renovables, en gran parte mediante la adquisición de licencias y la transición del gas costa afuera a la energía eólica marina, pero principalmente para operar en nuevas áreas. Algunas grandes empresas han estado pagando primas para acceder a los mercados de energías renovables, espero que les funcione.

La forma de acceder al subsuelo es muy conocida en las industrias del petróleo y el gas: cómo perforar pozos, cómo asegurarse de que estén seguros, cómo monitorearlos. Todo eso es muy transferible a la captura y almacenamiento de CO2. El sector de la energía eólica marina podrá explotar las prácticas de las tecnologías y competencias de los proveedores submarinos.

Sin embargo, será un desafío para aquellos en el sector de suministro en alta mar que ofrecen productos genéricos porque habrá menos pozos completados y progresivamente menos intervención con el tiempo. Por lo tanto, algunos de los proveedores genéricos tendrán dificultades si no tienen nada que se destaque y se considere el mejor de su clase.

En cuanto a Silixa, estamos bien posicionados. Aproximadamente la mitad de nuestras ventas se generan ahora fuera del petróleo y el gas. Estamos descubriendo que nuestras soluciones de petróleo y gas se están adoptando rápidamente para su uso en los sectores de minería, captura y almacenamiento de carbono y geotermia con poca inversión o actuación de nuestra parte. Por eso soy muy optimista sobre lo que se está desarrollando en nuevas áreas.

¿Cómo encaja Silixa en la nueva energía normal?

Ha sido un negocio de amplia base durante algún tiempo. Algunos se identifican con nosotros como una empresa de servicios de petróleo y gas, pero tenemos muchas relaciones fuera de ella con una oferta muy amplia. Tenemos la suerte de contar con un equipo multidisciplinar que ya habla el idioma de los sectores emergentes.

Tenemos cinco unidades de negocio, tres de las cuales se enfrentan a petróleo y gas y dos de las cuales se enfrentan respectivamente a la minería y al área más amplia de infraestructura ambiental. Dentro de ellos, tenemos un grupo de energía alternativa y un grupo de ciencias de la tierra que abordan las presiones emergentes en el mundo, como el cambio climático y el aumento de la población.

Nuestro conocimiento del dominio del subsuelo será clave para el almacenamiento seguro y económico de CO2 y el éxito de los sistemas geotérmicos complejos. Esta comprensión del dominio del subsuelo y la aplicación de la tecnología durante muchos años ha dado como resultado que todas las partes de nuestro negocio estén bien pobladas de geofísicos experimentados y personal geotécnico.

Un ejemplo relacionado con nuestro almacenamiento de carbono y conocimiento geotérmico y tecnologías transferibles es la detección de fibra óptica distribuida ópticamente de la empresa. Esto es único en el sentido de que la tecnología puede realizar mediciones de lo que llamamos campo lejano, lo que le permite rastrear los movimientos de los fluidos dentro del sistema y en el campo cercano. Esto nos permite comprender cuándo el sistema está en óptimas condiciones.

¿Puede dar algún ejemplo específico de transferencia en esta área?

La tecnología transferible, como las habilidades transferibles de las personas, se puede aplicar de manera rápida y adecuada. Uno de los éxitos que nos da confianza de cara al futuro es el éxito que ya hemos tenido al transferir algunas de nuestras soluciones de medición de flujo de petróleo y gas al sector minero, donde podemos ayudar a nuestros clientes a comprender el flujo y el movimiento dentro de grandes redes y ayudar a lograr su ESG. objetivos evitando el uso de agua y energía.

Como resultado de un considerable éxito temprano, estamos haciendo una inversión significativa en la construcción de un equipo internacional, ya que creemos que nuestras tecnologías probadas ayudarán a superar los desafíos técnicos y de ESG en el suministro de metales básicos como el cobre y el níquel, que son vitales en el imagen de transición energética. Por lo tanto, hay muchos elementos de nuestra tecnología que son muy especiales, en particular nuestra capacidad para aplicar rápidamente técnicas probadas a los desafíos de la transición energética que ahora se necesitan con tanta urgencia para combatir el calentamiento global.

Morfema Press

Es lo que es

petróleo