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  • Actividad de perforación petrolera cayó 19% en abril

    De acuerdo con el informe de Campetrol, se perdieron unos 16.000 empleos por cuenta de esta reducción de la actividad.
    Campetrol, gremio de bienes y servicios petroleros, reportó que la actividad de taladros en el país ha venido en continuo descenso y en abril esta tendencia se mantuvo. De acuerdo con su reporte, para este mes hubo 126 taladros activos en el territorio.
     
    Esto es una caída de 19% frente al informe de noviembre que evidenció 155 taladros operando. No solo se ha reducido el número de equipos, sino que además esperan que otros siete dejen de perforar en julio, con lo que ese mes estarían operativos 119.
     
    De las 126 máquinas operativas en abril, 40 de ellas corresponden a perforación y 86 a reacondicionamiento. 
     
    "La razón de esta disminución se puede asociar directamente con la finalización de proyectos y contratos en los departamentos de Meta, Santander, Casanare y Putumayo", dice el informe.
     
    Cabe recordar que en semanas pasadas, algunas compañías petroleras han anunciado que están terminando contratos y saliendo de estos. Tal es el caso de Geopark, Emerald Energy, Frontera y ExxonMobil.
     
    El informe señala que esta menor actividad de los taladros trae consigo un impacto en empleo. Los cálculos de la agremiación son que se perdieron unos 16.000 empleos,  de los cuales 2.452 fueron directos y 13.475 indirectos.
     
    ​El documento también señala que la producción preliminar de petróleo durante el mes de abril de 2023 alcanzó los 782.900 barriles de petróleo por día (Bpd), evidenciando un crecimiento de 4,2% frente al mismo periodo de 2022.
     
    Por Portafolio.

  • Campetrol alertó por la caída de 27% en la actividad de taladros entre enero y junio

    El sector petrolero recaudó en regalías $2,3 billones en el primer trimestre, que sería 8,7% menos que las aportadas el año pasado.
    Campetrol advirtió por una caída de 27% en la actividad de taladros de perforación en el periodo entre enero y junio de este año, además de la contracción de 0,1% del PIB del sector de extracción de petróleo crudo y gas natural si se compara con el segundo semestre de 2022.
     
    Sobre la caída en la actividad de taladros, que incluye perforación y reacondicionamiento, se pasó de 149 a 124 equipos, es decir, unos 25 menos. Lo anterior llevó a una pérdida de cerca de 13.000 empleos, de los cuales 2.000 son directos y 11.000 indirectos, en las regiones de operación.
     
    Se advirtió, además, que con la caída de 25,4% en el precio del petróleo Brent en el primer semestre frente al mismo periodo de 2022, la economía colombiana dejó de recibir cerca de $7 billones por la actividad del sector, ello a pesar que que la producción preliminar de petróleo subió 3,4%.
     
    “Incrementar la producción de hidrocarburos se convierte en un reto estratégico para el país. Hacemos un llamado al sector público, privado y a las comunidades, a aunar esfuerzos en pro de este objetivo, en donde incentivar la generación de nuevos proyectos de producción incremental, repensar los planes de desarrollo de los campos maduros con incentivos para viabilizar los económicos de los proyectos, junto con brindar garantías de estabilidad operacional, jurídica y de seguridad, se vuelve un tema cada vez más importante si se busca mantener la estabilidad económica del país, apalancada en este sector, que trabaja en paralelo con la transición energética justa y ordenada que necesitamos como país”, afirmó Nelson Castañeda, presidente ejecutivo de la cámara.
     
    Así mismo informó que, de acuerdo con la ANH, el recaudo en regalías liquidadas por la explotación de hidrocarburos fue de $2,3 billones, es decir 8,7% menos que en 2022 para el mismo trimestre.
     
    Por otro lado el informe reveló que incrementaron algunas condiciones que las empresas han enfrentado en el segundo semestre, como es el caso de conflictividad social (21%), costo de materias primas (18%) y la falta de demanda (16%).
     
    Entre las conclusiones, el reporte mencionó temas como que aunque la producción de petróleo incrementó el primer semestre del año 3,4% respecto al mismo periodo del 2022, incluso a pesar de la reducción en la actividad total de taladros, la situación debe ser analizada por riesgos como los incidentes en el entorno, dados principalmente en departamentos como Arauca, Casanare y Meta.
     
    Otro riesgo corre por cuenta de la reforma tributaria de 2022 ya que esta habría, según el informe, incrementado la carga fiscal sobre la industria con la tasa de renta y la falta de opción para deducir los costos de regalías.
     
    Por Sofía Duarte para LaRepública.

  • Con menos interés de firmas, 'fracking' busca recuperar terreno

    Mientras a nivel académico y científico se intenta validar un compuesto llamado óxido de grafeno para tratar y limpiar las aguas producto de la estimulación hidráulica de rocas, conocida como ‘fracking’, la exploración petrolera mediante esta técnica busca reactivarse, tras varios años de mínima actividad, como consecuencia del declive de los precios mundiales del petróleo.
     
    Luego de que los gigantes Shell y ExxonMobil decidieran replantear sus estrategias en este frente y a la espera de una mejor señal de precios, el principal interés real en hacer actividad exploratoria en un plazo cercano es de la estadounidense ConocoPhillips, que en diciembre pasado decidió adquirir a la primera la participación del potencial no convencional que tenía en el bloque VMM 3, ubicado en los departamentos de Cesar y Santander.
     
    A través del único contrato adicional que se ha firmado hasta ahora (hay un potencial en 23 bloques convencionales), en el que tiene una participación del 80 por ciento, y cuyo 20 por ciento restante es de Canacol Energy, Conoco Phillips tiene proyectado hacer una prueba este año.
     
    Sin embargo, lograr que esta compañía decidiera hacer planes para desarrollar el primer proyecto de ‘fracking’ en el país no fue asunto fácil.
     
    Según conoció EL TIEMPO, en medio de la crisis de los precios del crudo y del replanteamiento en la estrategia de negocio de las petroleras, el año pasado esta firma fue la única que se acercó a la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) a decir que se iba del país por decisión de su casa matriz, ante lo cual se activaron en la entidad mesas de trabajo, que terminaron con la firma del contrato adicional en el bloque VMM 3.
     
    Debido a que Shell se está enfocando en proyectos costas afuera (off shore), se trabajó con las autoridades para que ConocoPhillps tuviera claro cómo, bajo la regulación ambiental expedida en el 2014, se debe presentar el programa exploratorio, teniendo en cuenta el tiempo que tardan las aprobaciones en su casa matriz, y tras un intenso trabajo la petrolera hizo una propuesta con una nueva inversión.
     
    Desarrollo afectado
     
    Pero mientras los bajos precios del petróleo hicieron que las compañías decidieran esperar antes de avanzar con actividades para el uso del ‘fracking’, las iniciativas de proyectos de petróleo y gas no convencional comenzaron a verse afectadas por los bloqueos de las comunidades, manifestaciones en contra de la estimulación hidráulica y los términos de referencia ambiental salieron solo hasta el 2014.
     
    “En la ventana que había para los primeros contratos no estaba toda la regulación. Ahí ya se perdió un tiempo y son solo 7 contratos”, señala una fuente conocedora del tema, quien dice que las empresas siguen esperando y de los 6 años del período exploratorio, en 5 de estos bloques ya han pasado tres años sin mayor actividad, todos ellos operados por Ecopetrol.
     
    El presidente de la Asociación Colombiana del Petróleo (ACP), Francisco José Lloreda, asegura que es importante para el país superar los mitos y las falacias que existen con los yacimientos no convencionales y entender no solo en qué consisten, sino su importancia para el incremento de las reservas del país, cuya caída para el 2015 se da por descontada tras los reportes realizados por Ecopetrol y por Pacific Exploration and Production (E&P).
     
    “Tenemos que darnos el permiso como país, de validar si es cierto o no que existe este recurso del hidrocarburo atrapado en la roca. Me parecería absurdo no validar esto y ya se tomará la decisión de si se produce o no”, indicó el directivo.
     
    En el caso de Canacol Energy, el presidente Ejecutivo de la compañía, Charle Gamba, señala que las iniciativas de hidrocarburos no convencionales en el país son proyectos de 8 o 10 años y que si bien la empresa está interesada y está monitoreando la situación, no va a invertir sino cuando el precio del crudo justifique la inversión. “ConocoPhillips es diferente y está interesado”, agrega Gamba.
     
    Francisco José Lloreda considera que como Colombia no es Arabia Saudita ni Venezuela, en el corto y mediano plazo, lo que puede contribuir al aumento de las reservas y de la producción son las técnicas de recobro mejorado (escurrir campos) y apostarles a cuencas de frontera que no se han desarrollado, pero complementando en el mediano plazo con los no convencionales (‘fracking’) y con los de costa afuera.
     
    Técnicas más eficientes
     
    Hasta hace unos años, los proyectos de hidrocarburos no convencionales, desarrollados principalmente por Estados Unidos, necesitaban un precio del barril de petróleo superior a los 80 dólares para ser rentables y viables, dependiendo del tipo de yacimiento y de la empresa que lo desarrolla.
     
    El presidente de la Asociación Colombiana del Petróleo (ACP), Francisco José Lloreda, sostiene que si una empresa a cargo está muy endeudada y no tiene respaldo financiero, se puede reventar, pero cuando hay compañías sólidas es factible operar dichos proyectos, cuyos costos cada día se van a ir equiparando con los de los proyectos tradicionales.
     
    “A la vuelta de unos años, cuando se hable de ‘fracking’ no se dirá que son no convencionales, ya que en Estados Unidos eso es lo convencional, lo normal”, señala.
     
    Para la ACP, el desarrollo de estos proyectos y el aumento de las reservas del país van a depender de que las autoridades del sector petrolero y tributarias mantengan un régimen fiscal flexible, que no castigue las inversiones en períodos de bajos precios del petróleo.
     
    ÓMAR G. AHUMADA ROJAS
     
    Eltiempo.com

  • Continúa la desaceleración de la perforación petrolera en EE. UU.

    El número total de plataformas de perforación activas en los Estados Unidos se redujo en 5 esta semana, según los nuevos datos de Baker Hughes publicados el viernes, cayendo en más de 70 plataformas en los últimos dos meses.
    El recuento total de plataformas cayó a 682 esta semana, 71 plataformas por debajo de esta época el año pasado. El conteo actual es de 393 plataformas menos que el conteo de plataformas a principios de 2019, antes de la pandemia.
    El número de plataformas petroleras disminuyó en 6 esta semana a 546, mientras que el número de plataformas de gas se mantuvo igual, en 130. Las plataformas de gas ahora están 27 por debajo de lo que eran hace un año, mientras que las plataformas petroleras están 48 por debajo. Las plataformas misceláneas aumentaron de 1 a 6.
     
    El recuento de plataformas en la cuenca del Pérmico se redujo en 1, y ahora están 8 plataformas por debajo de este mismo período el año pasado. El conteo de plataformas en el Eagle Ford se mantuvo igual y disminuyó 12 plataformas desde esta época el año pasado.
     
    El Frac Spread Count de Primary Vision, una estimación de la cantidad de cuadrillas que completan pozos sin terminar (que es más barato que perforar nuevos pozos), aumentó por segunda semana consecutiva: en 2 en la semana que finalizó el 16 de junio, a 268. El frac el conteo de propagación está 16 por debajo de lo que estaba el año pasado en esta época.
     
    Sumándose a la tendencia de  disminución de la actividad de perforación , los niveles de producción de crudo en Estados Unidos cayeron a 12,2 millones de bpd en la semana que finalizó el 16 de junio, según las  últimas estimaciones semanales de la EIA , volviendo a los niveles de enero. Los niveles de producción de EE. UU. aumentaron ahora 200.000 bpd en comparación con hace un año.
     
    A la 1:08 p. m. ET del viernes, el  índice de referencia WTI  cotizaba a la baja $0,71 (-1,02%) en el día a $68,80.
    El índice de referencia Brent cotizaba a la baja $0,68 (-0,92%) a $73,46 por barril en el día.
     
    Por Julianne Geiger para Oilprice.com
     

  • Exxon está aumentando la actividad en la costa de Guyana a medida que la economía se dispara

    Con más de 35 descubrimientos de petróleo desde 2015, el empobrecido microestado sudamericano de Guyana se ha convertido en el lugar de perforación fronterizo más activo del mundo.
    ExxonMobil, supermajor mundial de la energía, está a la cabeza al explotar el prolífico bloque Stabroek en alta mar, donde ha descubierto más de 11 000 millones de barriles de recursos petroleros. Guyana está en camino de convertirse en un productor y exportador de petróleo líder en América del Sur, con una producción prevista para superar los 1,2 millones de barriles por día para 2027, lo que lo convierte en el decimosexto productor de petróleo más grande del mundo. Esto está generando una tremenda bonanza económica para Georgetown con Guyana ahora como la  economía de más rápido crecimiento en el mundo.. Sin embargo, se teme que Guyana carezca de los marcos de gobernanza necesarios para gestionar de manera efectiva la enorme ganancia inesperada generada por el petróleo. Esto deja a la antigua colonia británica en riesgo de verse afectada por la maldición del petróleo que dejó a la vecina  Venezuela en un caos político y económico .
     
    El pozo Liza-1 de 2015 de Exxon en el bloque Stabroek de 6,6 millones de acres, donde es el operador con una participación del 45 % en la explotación con Hess y CNOOC con el 30 % y el 25 % respectivamente, fue el primer descubrimiento de petróleo importante en la costa de Guyana. Desde entonces, Exxon ha informado de más de 30 descubrimientos en el bloque y, para abril de 2023, estaba bombeando casi 400 000 barriles por día desde el campo petrolífero de Liza con dos embarcaciones flotantes de almacenamiento y descarga de producción. Exxon y sus socios tienen tres proyectos más en marcha en el Bloque Stabroek con el desarrollo Uaru de 250.000 barriles por día de $12.700 millones,  el último para ser aprobado. Exxon planea iniciar el proyecto Payara durante el cuarto trimestre de 2023, con las actividades de puesta en marcha actualmente, que será el tercer gran desarrollo en alta mar. Payara tendrá una capacidad de 220.000 barriles por día, que una vez alcanzada impulsará la producción total de petróleo de Guyana a más de 600.000 barriles por día, lo que dará un impulso saludable a los ingresos petroleros de Georgetown. Esas operaciones, junto con el proyecto Whiptail aún por aprobar, elevarán  la producción de petróleo de Guyana a 1,2 millones de barriles por día  para 2027.
    Exxon también está procediendo con una incesante campaña de perforación en Guyana. A fines de abril de 2023, el  supermajor anunció un descubrimiento en el Bloque Stabroek con el pozo Lancetfish-1 que intersectó con 92 pies de arenisca petrolífera. No obstante, el pozo salvaje Kokwari-1 perforado en la sección noroeste del bloque Stabroek, a 37 millas del pozo Liza-1, quedó seco. Exxon también perforó los pozos exploratorios Basher-1 y Blackfin-1 durante el primer trimestre de 2023. Estos forman parte de una campaña de exploración de 10 pozos en el Bloque Stabroek. Durante marzo de 2023, Exxon presentó una Evaluación de impacto ambiental ante la Agencia de Protección Ambiental de Guyana que describe un plan de perforación de 35 pozos para el Bloque Stabroek. Los éxitos de perforación anteriores hacen probable que Exxon informe sobre nuevos descubrimientos de petróleo en el transcurso de 2023, lo que aumentará el volumen de recursos de petróleo recuperables en el Bloque Stabroek, que se estimó anteriormente en más de 11 mil millones de barriles. 
     
    Las operaciones petroleras de Exxon en el bloque Stabroek están generando una enorme ganancia económica y fiscal para Georgetown. El empobrecido microestado de América del Sur, con una población de más de 800 000 habitantes, surgió durante 2020 como la economía de más rápido crecimiento del mundo y reportó que el producto interno bruto se expandió un 43,5 % ese año. Desde entonces, la economía de Guyana se ha expandido a un ritmo sorprendente. Para 2021, el PIB creció un 20 % y luego la friolera de 62 % durante 2022, y se  prevé que la economía se expandirá en un notable 37% en 2023, lo que la convierte en la economía de más rápido crecimiento de cualquier estado soberano. Guyana se está beneficiando de una ganancia financiera sustancial del enorme auge del petróleo en alta mar a pesar del contrato desventajoso con el consorcio liderado por Exxon que deja al país expuesto a riesgos financieros y ambientales. Según  el banco central de Guyana , el microestado sudamericano recibió $53,3 millones en regalías y $143,3 millones de ganancias del petróleo durante abril de 2023. A fines de abril de 2023, el fondo de recursos naturales de Guyana tenía un saldo de $1,67 mil millones. Para 2023, el ministro de Finanzas de Guyana  espera que los ingresos petroleros aumenten  un notable 31% año tras año a $1.63 mil millones. Esas sumas seguirán creciendo a medida que se expanda la producción de petróleo y Exxon ponga en línea FPSO adicionales.
     
    Los tremendos ingresos del petróleo que fluye hacia Guyana se están invirtiendo en una serie de proyectos de infraestructura que incluyen carreteras, un puerto de aguas profundas y un proyecto de conversión de gas natural en energía por valor de 1900 millones de dólares. El puerto de aguas profundas que se está construyendo en el este de Guyana en la ciudad de Berbice es una pieza clave de la infraestructura de la industria energética que se necesita con urgencia.
     
    El puerto está siendo  construido por CGX Energy , una subsidiaria de propiedad del 78% del productor canadiense de petróleo intermedio Frontera Energy. Una vez que esté terminado a finales de 2023, el puerto ampliará significativamente la capacidad de carga de Guyana, incluido el petróleo, con las dos instalaciones de envío de petróleo existentes en el país que ya están operando a plena capacidad sin espacio para la expansión. El puerto también tiene el potencial de dar servicio al vecino Surinam, que está experimentando su propio auge petrolero incipiente y se especuló que la empobrecida ex colonia holandesa posee un considerable potencial petrolero en alta mar a la par de Guyana.
     
    Guyana se encuentra entre los países más pobres de América del Sur, con sectores de la población que viven en la pobreza sin acceso a bienes públicos básicos, como agua corriente limpia y electricidad. El petróleo está generando una bonanza económica que sacará a Guyana de la pobreza y lo convertirá en el país más rico de América del Sur, un manto que alguna vez ocupó Venezuela. Hay temores de que esta vasta riqueza petrolera desencadene la corrupción endémica, así como la disfunción económica y política que causó  la virtual implosión de Venezuela.. En menos de dos décadas, la economía de Venezuela, agobiada por un régimen socialista dictatorial que fomentó la corrupción, el caos político y la mala conducta, colapsó. De hecho, hubo un tiempo en que el presidente Hugo Chávez creía que los considerables ingresos generados por la vasta riqueza petrolera de Venezuela nunca terminarían. Sin embargo, para 2015, la economía de Venezuela estaba en ruinas, abrumada por precios del petróleo marcadamente más bajos y una industria petrolera en crisis. Todavía está por verse si esto ocurrirá en Guyana, pero se teme que la corrupción desenfrenada y la inestabilidad política existente puedan crear las condiciones ideales para que la maldición del petróleo cobre otra víctima. 
     
    Por Matthew Smith para Oilprice.com

  • ExxonMobil: la nueva tecnología de fracking puede duplicar la producción de petróleo

    La revolución del esquisto estadounidense transformó drásticamente los mercados mundiales de energía. El auge del esquisto fue una de las historias de crecimiento más impresionantes, desde el despegue en 2008 hasta que el Pérmico robó el manto de Ghawar de Arabia Saudita como el campo petrolero de mayor producción del mundo en poco más de una década. 
    En general, Reuters ha estimado que “ la producción de petróleo de EE. UU. es al menos 10-11 millones de bpd más alta de lo que hubiera sido sin la perforación horizontal y la fracturación hidráulica”. ' 
     
    Desafortunadamente, el parche de esquisto últimamente ha estado luchando para aumentar la producción debido a una letanía de desafíos que incluyen la presión de los inversores para aumentar los rendimientos, equipos y trabajadores limitados, así como la falta de capital.
    Pero el gigante de esquisto ExxonMobil Corp. (NYSE:XOM) ahora está apostando a que los productores de esquisto pueden duplicar la producción de crudo de sus pozos existentes mediante el empleo de nuevas tecnologías de fracking.
     
    “ Solo queda mucho petróleo en el suelo. El fracking existe desde hace mucho tiempo, pero la ciencia del fracking no se comprende bien”, dijo el director ejecutivo de Exxon, Darren Woods, el jueves en la conferencia de decisiones estratégicas de Bernstein. Woods ha revelado que Exxon está trabajando actualmente en dos áreas específicas para mejorar el fracking. En primer lugar, la compañía está tratando de fracturar con mayor precisión a lo largo del pozo para que se drene más roca empapada de petróleo. También está buscando formas de mantener abiertas las grietas fracturadas por más tiempo para impulsar el flujo de petróleo. 
     
    Refracciones de esquisto
     
    Afortunadamente, el parche de esquisto de EE. UU. no tendrá que esperar a que Exxon perfeccione sus nuevas tecnologías de fracking. Ya existe una tecnología comprobada para que los productores de petróleo regresen a los pozos existentes y les den una segunda voladura de alta presión para aumentar la producción por una fracción del costo de terminar un nuevo pozo: refracturamiento de pozos de esquisto. 
     
    La refracturación es una operación diseñada para volver a estimular un pozo después de un período inicial de producción, y puede restaurar la productividad del pozo a tasas de producción casi originales o incluso más altas, así como extender la vida productiva de un pozo. El re-fracking puede ser algo así como un impulso para los productores: un aumento rápido en la producción por una fracción del costo de desarrollar un pozo nuevo.
     
    Si bien el refracturamiento nunca se ha generalizado, la técnica está experimentando una mayor adopción a medida que mejora la tecnología de perforación, los campos petroleros envejecidos erosionan la producción y las empresas intentan hacer más con menos. Según un informe publicado en el Journal of Petroleum Technology , una nueva investigación de Eagle Ford Shale en el sur de Texas muestra que los pozos refractarios que usan revestimientos son incluso capaces de superar a los pozos nuevos a pesar de que estos últimos se benefician de diseños de terminación más modernos. 
     
    JPT también estima que Bakken Shale de Dakota del Norte se extiende a lo largo de unos 400 pozos descubiertos capaces de generar un exceso de $ 2 mil millones si se refracta. Eso sí, esa estimación se deriva de los precios del petróleo a $ 60/bbl frente al precio promedio del petróleo de este año de casi $ 90/bbl. Según Garrett Fowler, director de operaciones de ResFrac, un refractario puede ser hasta un 40 % más económico que un pozo nuevo y duplicar o triplicar los flujos de petróleo de los pozos antiguos.
     
    Cómo funcionan los refractores
     
    Fowler dice que el método de refracción más común consiste en colocar un revestimiento de acero dentro del pozo original y luego perforar agujeros a través de la carcasa de acero para acceder al depósito. El proceso generalmente usa la mitad de acero y arena de fracturamiento que un pozo nuevo.
     
    Refrac tiene mucho sentido en el entorno inflacionario actual. En abril, el productor de esquisto de Texas Callon Petroleum Company (NYSE: CPE) reveló que los costos de la arena de fracturación, la tubería de perforación y la mano de obra han aumentado los costos de los servicios de perforación y terminación de pozos ~20 % anual. Callon y Hess Corp. (NYSE: HES), que perforan en el esquisto Bakken de Dakota del Norte, se han visto obligados a aumentar los presupuestos de gastos de capital por encima de los costos. Callon agregó $ 75 millones a su presupuesto original, mientras que Hess agregó $ 200 millones a sus gastos.
    " Técnicas como la refractura permitirán que la industria continúe extrayendo petróleo y gas de estos yacimientos ", dijo Stephen Ingram, vicepresidente regional de la firma de fracturación hidráulica Halliburton Company (NYSE: HAL).
     
    Otro beneficio clave: las refracciones no requieren permisos estatales adicionales ni nuevas negociaciones con los propietarios. También son menos perjudiciales para el medio ambiente porque los pozos ya tienen acceso por carretera.
     
    " Teniendo en cuenta la inflación, los problemas de la cadena de suministro y el aumento de los salarios, ahora es un buen momento para que los operadores comiencen a buscar pozos en busca de oportunidades de refracción " , dijo a Reuters Matt Johnson, director ejecutivo de la consultora energética Primary Vision Network .
     
    Los refractarios también han demostrado tasas de recuperación más altas: en URTeC 3724057 , Roberta Barba, consultora de terminaciones desde hace mucho tiempo y directora ejecutiva de Integrated Energy Services, con sede en Houston, et al. Comparta un estudio de caso de Eagle Ford Shale en el sur de Texas que involucre cinco pozos refractarios. Los pozos refracturados tenían un EUR posrefracción promedio combinado de 13,2 % en comparación con un EUR inicial de 7,4 % promedio de siete nuevos pozos de relleno con diseños de terminación modernos. 
     
    Robert Barba, consultor de terminaciones desde hace mucho tiempo y director ejecutivo de Integrated Energy Services (IES), con sede en Houston. La recuperación final estimada (EUR) se refiere a la producción potencial esperada de un pozo o depósito de petróleo y se compone de tres componentes: reservas probadas; reservas probables; y posibles reservas. 
     
    Los autores del artículo dicen que, a pesar de las supuestas ventajas de una terminación moderna, los refractores pueden aumentar el volumen del yacimiento estimulado " más allá de lo que se puede lograr en una nueva terminación". Esto se atribuye al hecho de que a medida que el yacimiento se agota y la presión intersticial cae, las fracturas de un refractario tienden a crecer en una nueva dirección y perforar porciones de roca previamente inaccesibles.
     
    Nicho de mercado
     
    A pesar de estos beneficios aparentemente claros, es sorprendente que la refracción siga siendo una tecnología marginal en el parche de esquisto de EE. UU. La consultora energética noruega Rystad Energy ha estimado que de todas las estimulaciones de pozos horizontales de EE. UU. realizadas hasta septiembre, de las 8.900 estimulaciones totales de enero a septiembre, solo 200, o un poco más del 2%, fueron pozos refractarios. La gran mayoría se encontraba en la Cuenca Pérmica que abarca Texas y Nuevo México e involucraba pozos perforados antes de 2018. Rystad estima que el conteo aumentará a ~400 refractos para fines de año, o un poco más del 3 % del total de terminaciones y comparable con el final del año pasado. recuento de 409 refracts.
     
    “ Es un mercado muy especializado. Las empresas que lo están haciendo probablemente seguirán haciéndolo, pero no creo que los refractores vayan a explotar en número el próximo año. Veo una actividad estable que es muy similar al 2-3% de las terminaciones totales de este año ”, dijo Justin Mayorga, analista senior de investigación de esquisto para Rystad, al Journal of Petroleum Technology.
     
    De hecho, Rystad dice que muchos productores de esquisto de EE. UU. utilizan refractarios más para proteger los resultados de los nuevos pozos secundarios que comparten la misma plataforma que para impulsar la producción de pozos más antiguos. Sin embargo, no es por falta de oportunidades: solo en la Cuenca Pérmica, Alfredo Sánchez, director ejecutivo del proveedor de equipos para campos petroleros MorphPackers , estima que hay decenas de miles de pozos que son buenos candidatos para la refracturación.
     
    Sin embargo, Barba es optimista de que el Parche de esquisto de EE. UU. cambiará hacia tasas más altas de refracturamiento en un futuro no muy lejano por una razón clave:
     
    “Estamos viendo factores de recuperación más altos en los refractarios (petróleo acumulativo más la recuperación final estimada (EUR) del refractario) que en los pozos nuevos”. 
     
    Por Alex Kimani para Oilprice.com

  • La actividad de perforación de petróleo y gas en los EE. UU. se desacelera

    El número total de plataformas de perforación activas en los Estados Unidos cayó en 7 esta semana, según los nuevos datos de Baker Hughes publicados el viernes, luego de aumentar en 2 la semana pasada.
    Es la mayor disminución en una semana en el número de plataformas de perforación activas desde febrero.
    El recuento total de equipos cayó a 748 esta semana, 43 equipos más que el número de equipos esta vez en 2022, y 327 equipos menos que el número de equipos a principios de 2019, antes de la pandemia.
     
    Las plataformas petroleras en los Estados Unidos cayeron en 3 esta semana a 588. Las plataformas de gas cayeron en 4 a 157. Las plataformas misceláneas se mantuvieron igual.
     
    El recuento de plataformas en la cuenca del Pérmico se redujo drásticamente en 5, mientras que el recuento de plataformas en Eagle Ford se redujo en 3.
     
    El Frac Spread Count de Primary Vision, una estimación de la cantidad de cuadrillas que completan pozos sin terminar, un uso más frugal de las finanzas que perforar nuevos pozos, aumentó en 4 durante la semana que finalizó el 28 de abril, a 294. Esta es una cuadrilla de finalización menos que un mes. hace, y 21 hace más de un año.
     
    La producción de crudo en Estados Unidos se recuperó en 100.000 bpd durante la semana que finalizó el 28 de abril a 12,3 millones de bpd, según las  últimas estimaciones semanales de la EIA . Los niveles de producción de EE. UU. aumentaron 400.000 bpd en comparación con hace un año.
    A las 12381 p. m. ET, el  índice de referencia del WTI  cotizaba al alza $2,63 (+3,84 %) en el día a $71,19, pero seguía cayendo más de $5 por barril desde esta hora la semana pasada.
     
    El índice de referencia Brent cotizaba al alza $2,64 (+3,64%) a $75,14 $79,55 por barril en el día, pero bajó más de $4 por barril desde el viernes pasado.
     
    El WTI cotizaba a $71,36 minutos después de la publicación de los datos, un 4,08% más en el día.
     
    Por Julianne Geiger para Oilprice.com
     

  • Las plataformas de perforación de EE. UU. oscilan hacia pérdidas anuales por primera vez en años

    El número total de plataformas de perforación activas en Estados Unidos se redujo en 11 esta semana, según nuevos datos de Baker Hughes publicados el viernes, luego de caer en 17 la semana pasada.
    El recuento total de plataformas cayó a 720 esta semana, 8 plataformas por debajo de esta época el año pasado. Es la primera pérdida año tras año en la cantidad de plataformas de perforación activas en los Estados Unidos desde abril de 2021. El recuento actual es de 355 plataformas menos que el número de plataformas a principios de 2019, antes de la pandemia.
    La disminución en el número de plataformas se atribuyó completamente a las plataformas petroleras, que se redujeron en 11 esta semana a 575. Las plataformas de gas se mantuvieron igual en 141. Las plataformas varias se mantuvieron igual en 4.
     
    El recuento de plataformas en la cuenca del Pérmico se redujo en 4, mientras que el recuento de plataformas en Eagle Ford se redujo en 3.
     
    El Frac Spread Count de Primary Vision, una estimación de la cantidad de cuadrillas que completan pozos sin terminar, un uso más frugal de las finanzas que perforar nuevos pozos, se redujo en 10 durante la semana que finalizó el 12 de mayo, a 272. Son 11 cuadrillas de terminación menos que en un mes. hace, y 12 menos que hace un año.
     
    Los niveles de producción de crudo en Estados Unidos cayeron en la semana que finalizó el 12 de mayo, de 12,3 millones de bpd a 12,2 millones de bpd, según las  últimas estimaciones semanales de la EIA . Los niveles de producción de EE. UU. aumentaron solo 300,000 bpd en comparación con hace un año.
     
    A las 12:18 p. m., hora del este, el  índice de referencia WTI  cotizaba a la baja $0,28 (-0,39 %) en el día a $71,58, un aumento de $1,20 por barril desde esta hora la semana pasada.
    El índice de referencia Brent cotizaba a la baja $0,22 (-0,29%) a $75,64 por barril en el día, $1,30 por barril menos que el viernes pasado.
     
    El WTI cotizaba a $71,67 minutos después de la publicación de los datos, un 0,26% menos en el día.
     
    Por Julianne Geiger para Oilprice.com

  • Países petroleros se reúnen nuevamente para concretar su reducción de producción

    Rusia, que junto a Arabia Saudí y EE.UU., es uno de los tres que más petróleo produce en el mundo, dijo estar dispuesta en reducir su oferta en 300.000 barriles al día.
    Los principales países productores de petróleo, miembros y no miembros de la OPEP, se reúnen de nuevo este sábado en Viena para cerrar un acuerdo para limitar la oferta y estimular al alza los precios.
     
    El encuentro, en el que participará el ministro ruso de Energía Alexandre Novak, se celebrará el 10 de diciembre en Viena, dijo este martes a la AFP un portavoz del ministerio.
     
    Tras haber producido grandes cantidades de crudo durante años y provocado una caída espectacular de precios, la Organización de los Países Exportadores de Petróleo (OPEP) logró el 30 de diciembre un acuerdo para limitar su producción en 1,2 millones de barriles al día (mbd).
     
    También convenció a grandes países productores que no forman parte del cártel, como Rusia, para participar en el esfuerzo de reducción, una medida clave para reequilibrar el mercado y poner fin a un periodo de precios bajos que han tenido importantes consecuencias para los países del más dependientes de los ingresos petroleros.
     
    Los observadores esperan ahora la concreción del pacto, también por parte de Moscú, que no participó en la reunión de la OPEP de la semana pasada.
     
    Tras un repunte inicial, la subida del petróleo ha perdido fuerza en los últimos días y este martes pasó de nuevo por debajo de los 55 dólares en Londres.
     
    Aunque la reunión debería servir para concretar el acuerdo, la información de que la OPEP aumentó de nuevo en noviembre su nivel de producción suscita "cierto escepticismo", indican los analistas de Accendo Markets.
     
    Rusia, que no forma parte del cártel pero que, junto a Arabia Saudí y Estados Unidos, es uno de los tres que más petróleo produce en el mundo, dijo estar dispuesta en reducir su oferta en 300.000 barriles al día, la mitad del esfuerzo que la OPEP pidió a sus socios.
     
    Los observadores esperan ahora que Moscú cumpla su promesa, algo que no siempre hizo en el pasado en acuerdos similares.
     
    Rusia está produciendo a su mayor nivel desde los tiempos de la Unión Soviética, cerca de 11,2 millones de mbd, por lo que una reducción de 300.000 barriles al día será relativamente fácil de asumir.
     
    El ministro Novak ya dijo que la reducción de la producción rusa de crudo se hará "etapa por etapa" durante el primer semestre de 2017 y sólo si la OPEP respeta su compromiso.
     
    También hay incógnitas sobre cómo Moscú aplicará la reducción porque en teoría la decisión está en manos de las compañías petroleras, en su mayoría privadas.
     
    La caída del precio del barril supuso un duro golpe para la economía rusa en 2015, afectada también por las sanciones relacionadas con el conflicto en Ucrania, y el país acaba de vivir dos años de profunda recesión, con un déficit importante.
     
    Por ello Vladimir Putin, que termina su mandato en 2018, se ha implicado personalmente en la negociación y en septiembre puso de nuevo en marcha el diálogo con Arabia Saudí.
     
    Según los cálculos de los economistas del banco VTB Capital, si el barril se mantiene en 55 dólares en 2017 supondría cerca de 20.000 millones de euros para el presupuesto ruso, con lo que el gobierno tendría margen para reducir el déficit y poner fin a la austeridad.
     
    Fuente: Elespectador.com

  • Petróleo: taladros activos han caído 7,4 % en un año, según Campetrol

    De acuerdo con un informe, la finalización de contratos petroleros en Meta, Santander, Casanare y Putumayo está impactando esta actividad.
    Campetrol, gremio de bienes y servicios petroleros, reportó que la actividad de taladros en el país ha venido en continuo descenso y en abril esta tendencia se mantuvo. De acuerdo con su reporte, para este mes hubo 126 taladros activos en el territorio. Comparado con el mismo periodo del año anterior, la variación negativa fue de 7,4%, según la Cámara, pues frente a ese mes la caída es de 10 máquinas.
     
    Desde enero, como se evidencia en el gráfico, la actividad de los taladros de 'drilling' y 'workover' han venido en un descenso continuado, que inició en noviembre del año pasado cuando se tuvo el último mejor registro, con 155 equipos activos.
     
    Esto representó una caída de 19% frente al informe de noviembre de 2022 que tenía 155 equipos activos. No solo se ha reducido el número de equipos, sino que además esperan que otros siete dejen de perforar en julio, con lo que ese mes estarían operativos al menos unos 119.
     
    De las 126 máquinas operativas en abril, 40 de ellas corresponden a perforación (drilling) y 86 a reacondicionamiento (workover). “La razón de esta disminución se puede asociar directamente con la finalización de proyectos y contratos en los departamentos de Meta, Santander, Casanare y Putumayo”, asegura.
     
    Cabe recordar que en semanas pasadas, algunas compañías petroleras han anunciado que están terminando contratos y saliendo de estos. Tal es el caso de Geopark, Emerald Energy, Frontera y ExxonMobil.
     
    Al desglosar los datos presentados por la agremiación se evidencia que en el caso de los equipos de drilling, hubo una disminución de 16,7% frente al dato del mes directamente anterior, cuando hubo ocho taladros operativos. Así mismo frente al mismo mes del año anterior la contracción fue de 4,8%.
     
    Y así como en el global se presenta una caída paulatina, el caso también se evidencia en los taladros de perforación, puesto que desde noviembre hay 20 equipos menos operando. Cabe destacar que los departamentos que más marcada tuvieron esta tendencia fueron Santander y Meta.
     
    En el caso de los workovers, la disminución fue menor, pues la dinámica mostró una baja de 2,3% mensual, con dos taladros menos. Sin embargo, al verse abril de 2022, la caída es de 8,5%.
     
    La terminación de contratos en Meta, Santander, Boyacá y Putumayo explicó la gran parte de este comportamiento.
     
    El informe señala que esta menor actividad de los taladros trae consigo un impacto en empleo. Los cálculos de la agremiación son que se perdieron unos 16.000 empleos, de los cuales 2.452 fueron directos y 13.475 indirectos.
     
    Con respecto a la perforación de pozos de desarrollo, el reporte señala que no hay ninguna variación anual, puesto que en abril del año pasado también hubo 48.
     
    No obstante, frente al mes directamente anterior sí hay una caída de 12,7% (7 pozos menos). Con estos, en lo corrido del año ya son 217 pozos de desarrollo perforados, un 2,4% más que en el mismo lapso de 2021.
     
    Producción y refinerías
     
    El documento también señala que la producción preliminar de petróleo durante el mes de abril de 2023 alcanzó los 782.900 barriles de petróleo por día (bpd), evidenciando un crecimiento de 4,2% frente al mismo periodo de 2022.
     
    “Esto es 1,4% superior a la producción de marzo de este año; apalancado principalmente por los resultados del Campo Caño Sur en el Meta”, explicó Nelson Castañeda, presidente de Campetrol.
     
    Añadió que el proyecto de lograr un millón de barriles diarios “pasa por tener más proyectos de perforación y reacondicionamiento de pozos. Y esta tendencia muestra que al menos en el corto plazo, esta seguirá cayendo”.
     
    Un último punto que resalta el informe de la Cámara de Bienes y Servicios de Petróleo es el promedio de carga de las refinerías, este alcanzó 412.000 barriles promedio por día en el primer trimestre. Por esta razón, el dato representa un incremento de 26,8% frente al del primer trimestre del año anterior.
     
    PORTAFOLIO

  • Realizan en Alaska el mayor descubrimiento de petróleo en EEUU en 30 años

    La multinacional española Repsol, junto con su socio Armstrong Energy, logró el mayor descubrimiento convencional de hidrocarburos de los últimos 30 años en suelo estadounidense, informó la compañía este jueves a través de un comunicado.
     
    Vista de una torre de extracción de petróleo en Alaska. - Foto CortesíaVista de una torre de extracción de petróleo en Alaska. - Foto CortesíaEl reporte confirma que el área de Nanushuk, en North Slope (Alaska), es una de las de mayor potencial de la zona. Se estima que en total podría albergar hasta 1.200 millones de barriles recuperables de crudo ligero, confirmó la petrolera.
     
    Además de ser un hito en Estados Unidos, es también el descubrimiento más importante en la historia de Repsol tras el hallazgo en 2009 del gran campo de gas Perla en Venezuela, informaron a dpa fuentes de la compañía.
     
    Vista de una torre de extracción de petróleo en Alaska. 
    En Nanushuk, uno de los pozos, llamado Horseshoe-1 y perforado a una profundidad total de 1.828 metros, se descubrió una columna neta de petróleo de más de 46 metros en distintos reservorios del área.
     
    En el otro, Horseshoe-1A, perforado a una profundidad total de 2.503 metros, se encontró una columna neta de petróleo de más de 30 metros.
     
    El descubrimiento de Horseshoe extiende la formación de Nanushuk en más de 32 kilómetros con respecto a los hallazgos realizados hasta el momento en otra zona, la de Pikka, por Repsol y Armstrong en 2014 y 2015, cuyas licencias de desarrollo se están tramitando.
     
    Repsol lleva explorando activamente en Alaska desde el año 2008. Desde 2011 realizó varios descubrimientos en la zona de North Slope junto con Armstrong Energy. La petrolera cuenta con una participación del 25 por ciento en Horseshoe y del 49 por ciento en Pikka.
     
    El plan de desarrollo preliminar de Pikka contempla que la producción se inicie a partir de 2021 con un potencial de alrededor de 120.000 barriles de petróleo al día, según informó la empresa española.
     
     
    diariolasamericas.com

  • Sin renta petrolera, el Gobierno espera crecer al 3,5% en el 2017

    Según el Marco Fiscal de Mediano Plazo la producción promedio del 2016 será de 921 mil barriles de petróleo equivalente.

    El  Gobierno prevé que este año no tendrá ingresos por cuenta de la renta petrolera, y como si fuera poco, tiene entre sus cuentas devolverles a las empresas del sector alrededor de $800 mil millones por concepto de retención en la fuente, equivalentes al 0,1% del Producto Interno Bruto (PIB).

    Así lo señala el Marco Fiscal de Mediano Plazo, que dio a conocer este martes el Ministerio de Hacienda, y según el cual, para el próximo año el panorama es similar. 

    El documento muestra que no habrá ingresos del sector petrolero, pero esto no tendría un impacto significativo en el PIB. Para este año, mantuvo su expectativa de crecimiento en 3% y se espera que en el 2017 la expansión de la economía sea de 3,5%.

    Entre las cuentas del Gobierno está que la producción de petróleo del país sea de 921 mil barriles en promedio por día en el 2016, y de 913 mil barriles el año entrante.

    De acuerdo con el ministro de Hacienda y Crédito Público, Mauricio Cárdenas 

    Santamaría, la producción petrolera hasta el 2022 se mantendrá entre los 900 mil y los 920 mil barriles (lea también: En abril, la producción de petróleo se mantuvo por debajo del millón de barriles).

    Por otra parte, el funcionario dijo que el Gobierno trabaja con supuestos en los que no habría dividendos por parte de Ecopetrol.

    Durante la presentación, Cárdenas manifestó que el déficit fiscal terminará este año en alrededor del 3,9% del PIB pero se ubicaría en el 3,3% el próximo año.

    Para lograrlo, el Gobierno reducirá su presupuesto del 2017 en alrededor de $6 billones en la inversión. En el 2018 el déficit fiscal llegaría al 2,7%.

    COLOCACIONES DE BONOS

    Mauricio Cárdenas reveló además que el endeudamiento externo para 2017 ascenderá a US$6.000 millones.

    Señaló que de este nivel de endeudamiento US$3.000 millones son operaciones de mercado externo (bonos) y US$3.000 millones de créditos con entidades multilaterales.

    La meta de financiamiento interno programado por el Gobierno Nacional para 2017 son $33,5 billones, lo que representa una reducción de $0,8 billones frente a los pagos por servicio de deuda interna. 

    De estos $33,5 billones, $26,5 billones serán obtenidos a través de subastas, superior en $3,6 billones con respecto a 2016. 

    Así mismo, $7 billones se obtendrán mediante operaciones con entidades públicas, lo que supone un aumento de $1,5 billones. 

    Otros $0,25 billones se utilizarán para el pago de sentencias y conciliaciones judiciales. Este rubro se reduce en $2,8 billones. 

    El Ministro reiteró que dichos lineamientos y los ajustes planteados permiten mantener niveles constantes de deuda en 2017 y alcanzar reducciones sostenidas a partir de 2018.

    Entre tanto, Cárdenas presentó unos niveles de gasto para 2017 que corresponden con los ingresos proyectados dentro de los parámetros de la regla fiscal.

    De 2018 en adelante el Marco Fiscal de Mediano Plazo muestra los ingresos adicionales que serían necesarios para cumplir con la regla fiscal y para financiar el gasto social y la inversión que el país necesita.

    Sin embargo, el funcionario precisó que la reforma tributaria estructural no está incluida en el Marco Fiscal de Mediano Plazo.

    Esto, si se tiene en cuenta que la propuesta de ajuste al sistema impositivo, que será presentada ante el Congreso en el segundo semestre de 2016, tiene objetivos de largo plazo, y los ingresos que de allí se obtengan aún no son contemplados en las cuentas del Gobierno.

    Por otra parte, el Gobierno calcula que la inflación termine el año en el 6,5% y posteriormente volvería al 4% en el 2017 para ajustarse al 3% en los años siguientes.

    Finalmente Cárdenas expuso que los proyectos de infraestructura de Alianzas Público-Privadas (APP) aumentarán la capacidad de inversión pública y se espera que tengan un impacto importante en el crecimiento económico y la productividad.

    Fuente: Portafolio.com

  • Taladros petroleros: solo el 8% se encuentra operando

    Según Campetrol, de los 210 que le entregaron información, únicamente 20 tuvieron actividad.
     
    El informe de taladros de junio de 2016 realizado por la Cámara Colombiana de Bienes y Servicios Petroleros (Campetrol), revela que al cierre del primer semestre del año en el país están operando 20 taladros petroleros de un total de 210 que reportaron información, es decir, que el porcentaje que está en actividad es del 7,9%.
     
    A pesar de la recuperación de los precios del petróleo durante la primera mitad del año, la cifra de taladros en actividad es inferior en un 74% a la reportada en el mismo periodo del año anterior, cuando 77 máquinas estaban en funcionamiento.
     
    Por su parte, el número de taladros “no operados” (taladros con y sin contrato, los cuales no están en actividad), pasó de 146 en junio de 2015 a 191 en el mismo mes de 2016, lo que refleja un incremento del 31,7% durante el periodo analizado.
     
    En cuanto a los taladros libres (equipos sin contrato y sin operación), estos pasaron de 124 en el sexto mes del 2015 a 163 para igual mes de 2016, lo que refleja un aumento interanual del 31%.
     
    De los 37 taladros que están ubicados en Cundinamarca, hay 36 fuera de funcionamiento y uno en operación, lo que constituye a esta región como la de mayor proporción de inactividad. 
     
    Santander, por su parte, tiene un total de 38 equipos de los cuales solamente hay cuatro en operación; Antioquia, con 13 taladros disponibles, tiene uno realizando trabajos.
     
    Según Campetrol, el panorama evidenciado del comportamiento de los taladros para junio de 2016 requiere que de manera urgente se tomen medidas por parte del Gobierno Nacional que busquen reactivar la perforación en el país con el fin de incrementar la producción, la cual se ubicó para junio de 2016 en los 888.000 barriles por día (bpd), lo que significó una disminución del 1,79% respecto a mayo de 2016.
     
    Así mismo, dice la agremiación que esto “es fundamental para aportar a la incorporación de reservas, las cuales alcanzan, con los actuales precios del petróleo, para 4,5 años, lo que expone a Colombia a la importación de crudo en un futuro cercano”.
     
    Vale recordar que la meta establecida por el Gobierno es de 921.000 barriles de crudo por día; de igual forma, el Ejecutivo espera que la producción del próximo año se ubique alrededor de los 913.000 barriles diarios.
     
    En las cuentas del Ministerio de Hacienda, se estipula que el precio promedio del barril durante el próximo año sea de US$47,5 con lo cual se contribuirá a que el crecimiento del 2017 sea de 3,5%. Vale recordar que luego de recibir campo Rubiales de manos de Pacific Exploration, Ecopetrol anunció que incrementaría las inversiones en perforación con el objetivo de elevar la producción proveniente de allí. 
     
    Según informó la estatal colombiana, se tiene planeado realizar la perforación de alrededor de 1.000 pozos antes de terminar el 2016. Pese a la necesidad que ha manifestado el sector de hidrocarburos de incrementar las inversiones, uno de los mayores recortes presupuestales presentados por el ministro de Hacienda, Mauricio Cárdenas, para el 2017, es precisamente en el sector de minas y energía. La reducción en los recursos destinados para este es del 33%, superada únicamente por el de agricultura, que será disminuido en un 33,6% frente al del 2015.
     
    Fuente: Portafolio.co